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3 EDITORIAL

4 BREVES PYV 5 La energía gana en el ranking Forbes 2000 y Fortune 500 Pedro Penzini López

8 Generación distribuida Vicente Sánchez Iglesias

14 Los hidratos de gas como alternativa energética Yaraixa Pérez

18 INVESTIGACIÓN PYV Gas natural Presente y futuro Martín Durán

32 COMENTARIO PYV Gasoducto del Sur Vicente Sánchez Iglesias

33 ENTREVISTA Diego González Elizabeth Ostos

39 ENERGÍA EMPRESARIAL

40 REPORTAJE PYV OTC 2006 Elizabeth Ostos

42 La industria Química y Petroquímica en Venezuela Reinaldo Gabaldón

50 PYV GLOBAL

52 La crisis “nuclear” iraní Ángel Blanco

58 LITERATURA Mi siembra... Gustavo Tovar Arroyo

60 CINE Y después del Oscar... Luis Sedgwick Báez 62 LITERATURA Un cafecito bien cargado Numa Frías Mileo

64 BARRIL DE ORO Ludwig von Mises

CONTENIDO AÑO 7 | Nº 21 | 2006

P E T R O L E O Y V | 3 |

Editorial

Todo análisis del tema energético debe hacer un paseo por China antes de concluir su camino.

El gigante amarillo de los ojos rasga-dos se despertó, comenzó a caminar y tiene hambre.

Para saciarse, demanda los recursos que Oc-cidente produce y siendo su estómago tan grande, pues lógicamente estos recursos comen-zarán a escasear, más temprano que tarde.

Es así como los países productores de petróleo están produciendo a capacidad y realizando inversiones mil millonarias para incrementar, hasta el límite de lo posible, su potencialidad petrolera.

Pero esta producción no es ni será suficiente, se requerirán cada día más recursos alternativos al petróleo para completar el menú chino y, por estímulo de éste, el menú del resto del mundo.

El Gas será un ingrediente esencial de los comensales, de hecho, será el principal recurso energético del globo en los próximos años.

Países que tienen importantes reservas gasí-feras mantendrán una posición clave en el mapa geopolítico del planeta, pero para lograr-lo deberán facilitar las cosas a aquellos que tienen la posibilidad de extraer el gas, comer-cializarlo y colocarlo en los mercados finales, algo que suena evidente pero que en la práctica muchas veces no se cumple, como veremos en estas páginas.

En esta edición de PETROLEO YV les presen-tamos una fotografía completa y a colores de la situación general del negocio del gas en todo el planeta: ¿Dónde están las reservas? ¿Cuánto se produce? ¿Cómo se transporta? ¿Cuáles son los mercados principales? ¿Qué planes hay en la actualidad? ¿Qué perspectivas nos depara el futuro? ¿Qué muestra la bola de cristal?

Nuestra portada presenta a un mago Merlín chino. En su bola de cristal aparece la imagen de Evo Morales ganándole en peso al Rey Fhad de Arabia Saudita. Es una forma de expresar que el Gas tendrá más demanda que el petróleo en el futuro cercano, gracias, en gran medida, al significado que tendrá el crecimiento económi-co de China para el resto del mundo.

Es una imagen que resulta paradójica. Bolivia, país más pobre de Suramérica, tiene unas de las

reservas de gas más importantes de la Tierra. ¡Qué gran futuro podría tener Bolivia con se-mejante riqueza si respetara la dinámica del capitalismo moderno!.

En la imagen, observamos a Evo Morales montado en un subibaja, de esos que se encuen-tran en los parques infantiles.

Personajes como el nuevo presidente de Boli-via, parecieran jugar como niños con el destino de sus pueblos, ordenan medidas impulsivas, ricas de una ingenuidad que causaría ternura de no ser por el horrendo drama que significa para la vida de millones de personas.

Es un subibaja también, porque de las políti-cas de producción y estrategias de mercado e inversión de Arabia Saudita y el resto de los productores de petróleo dependerá el ritmo y los matices que caracterizarán a los indetenibles cambios del menu energético del planeta.

En esta edición podrán estudiar también otros asuntos no menos relevantes: ¿Qué son los Hidratos de Gas y qué impacto tienen en el escenario energético mundial?; ¿en qué consis-te la generación distribuida?; ¿qué necesita la legislación petroquímica en Venezuela?; ¿qué aspectos debemos resaltar de la política nuclear de Irán?; ¿es acertada la decisión de modificar las reglas de juego en el sector energético vene-zolano?; ¿y en el de Bolivia?; ¿cómo clasifican las corporaciones energéticas en las listas de las empresas más rentables del planeta, qué dicen Forbes y Fortune?

Finalizando, les ofrecemos una reflexión sobre la ceremonia del Oscar; también la sensibilidad de un poeta que mira de frente al feo rostro del Totalitarismo y el cuento corto de un escritor que sabe que a veces el café no es lo que parece.

Terminamos esta edición, haciéndole un homenaje a Ludwig von Mises. El gran genio de la Libertad merece estar siempre presente, especialmente cuando sus postulados parecen ausentes de algunas de las mentes latinoameri-canas, cuyas decisiones definen, en gran medi-da, la vida de sus pueblos.

Juan Carlos Sosa Azpúrua

EDITOR EN JEFEJuan Carlos Sosa Azpúrua

DIRECCION EDITORIALInés Röhl Solovioff

UNIDAD DE ANALISIS E INVESTIGACIONMauricio Báez CabreraMartín DuránEdgardo RicciutiVicente Sánchez Iglesias

PRENSAElizabeth Ostos

TRANSPORTEHumberto Blanco

COLABORADORESÁngel BlancoNuma Frías MileoReinaldo GabaldónPedro Penzini LópezYaraixa PérezLuis Sedgwick BáezGustavo Tovar Arroyo

CONSEJO EDITORIALJosé Giacopini Zárraga †Emeterio GómezHumberto PeñalozaAlberto Quirós CorradiRuy SarmientoDavid N. SmithAndrés Sosa PietriFernando Vizcaya

MERCADEO Y [email protected]

DIRECCION DE ARTEMichèle Guevarawww.perolerodesign.com

DISEÑO GRAFICOMichèle GuevaraMichele Guilarte Borges

GRAFICOSArturo Villar

ILUSTRACIONESJuan Carlos Hernández

FOTOLITO E IMPRESIONSoluciones Gráficas – Editorial Arte

DISTRIBUCIONEl Universal

DEPOSITO LEGALPp. 19902 df 505

GRUPO PETROLEO YVTelf. 58-212-286.21.05Fax. [email protected]

La revista PETRÓLEO YV es una publicación del Grupo Petróleo YV C.A., titular exclusivo de los derechos de publicación del contenido presentado. Los autores son responsables de sus ideas. Con expresa mención de la fuente, se autoriza el uso discrecional de la información ofrecida.

Publicada para transmitir el conocimiento energético sin parcialidad, teniendo el objetivo de abarcar todos los aspectos de la industria esencia del desarrollo moderno, contribuyendo a la formación y cultura de las personas interesadas en el bienestar de la humanidad.

| 4 | P E T R O L E O Y V

Las 4 asociaciones que operan en la Faja Petrolí-fera del Orinoco en Venezuela y que en conjunto produ-cen más de 600 mil barriles de petróleo diarios, cancelarán de ahora en adelante 33,3% de Regalía a través de un nuevo Impuesto a la Extracción petrolera, además de 50% en Im-puesto Sobre la Renta (ISLR), gravámenes establecidos en la Ley de Hidrocarburos y la Ley del ISLR.

Evo Morales, fi rmó un “decreto supremo” que nacionaliza, desde el primero de mayo, y da al Estado el “control absoluto” de todos los hidrocarburos. Las empre-sas extranjeras que operan en Bolivia deben entregar toda su producción a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB, estatal) y regularizar en un tiempo perentorio sus actuales contratos, o abandonar el país. Por otra parte, Morales pretende aumentar el precio del gas natural que vende a Brasil y Argentina en dos dólares por millar de BTU (unidad térmica), un incremento cercano a 60%, mientras que Petrobrás amenaza con pedir un arbitraje internacional.

El secretario general de la ONU, Kofi Annan, criticó la nacionalización de los hidrocarburos aprobada por Bolivia. El secretario general subrayó que en un mundo global inter-conectado “todo lo que hace un país tiene repercusiones sobre el resto”.

BrevesPYV

La Agencia Internacional de Energía (AIE) revisó en clara baja su previsión de crecimiento de la demanda de pe-tróleo para 2006, a 84,8 millones de barriles diarios (MBD, +1,5%) en su informe mensual de mayo, contra una previsión de 85,1 MBD (+1,8%) en abril.

Hugo Chávez anunció que su gobierno está a punto de abandonar el Acuerdo de San José, vigente desde 1980, me-diante el cual Venezuela y México suministra hidrocarburos en condiciones favorables a Centroamérica y el Caribe. ”Venezue-la está estudiando la posibilidad, que es muy alta, de denun-ciar otro acuerdo viejo (...) que nos está perjudicando y bene-fi cia a un grupito de empresas nada más”, dijo el mandatario.

Condoleezza Rice lamentó que Hugo Chávez trate de tener malas relaciones con Estados Unidos, y puso como ejemplo sus declaraciones contra George W. Bush y la agre-sión sufrida por su embajador en Caracas. “No tenemos el deseo de tener una mala relación con Venezuela. Tuvimos una buena relación históricamente”, aseguró la jefa de la diplomacia estadounidense.

Fidel Castro afi rmó que Cuba ahorra más de 600 tonela-das diarias de combustible y unos 60 millones de dólares al año como resultado de la “revolución energética” puesta en marcha.

LA ENERGÍA GANA

Mahmud Ahmadineyad declaró que Irán continuará con sus proyectos nucleares y no cederá ante las exigencias ilegítimas de las superpo-tencias. ”Ya somos un Estado nuclear, pero utilizaremos nuestra tecnología nuclear sólo con fi nes civiles”, dijo Ahmadineyad. Washington no descar-ta el uso de la fuerza militar en la crisis, pero no abandona las gestiones diplomáticas. “Hemos apoyado los esfuerzos diplomáticos de Alemania, Gran Bretaña y Francia durante 13 meses. Creemos que hay una solución diplomática. Depende de la voluntad del gobierno iraní de dar marcha atrás”, sostuvo EEUU.

ILUSTRACIÓN: JUAN CARLOS HERNÁNDEZ

[ e n s a y o ][ a r t í c u l o ]


Todos los años dos prestigiosas revistas fi nancieras categorizan

a las empresas de mayor crecimiento y rentabilidad en los EEUU y el mundo.

La lista FORTUNE 500 está dedicada exclusivamente a las 500 mejores

empresas estadounidenses, mientras que la segunda, Forbes, elabora un escrutinio

entre 2.000 empresas en todo el mundo. Lo importante de estas prestigiosas

listas es que son utilizadas por inversionistas individuales e institucionales

internacionalmente para tomar mejores decisiones a la hora de realizar sus

inversiones. Ambas listas sirven como un termómetro que señalan los sitios más

calientes en donde está fl uyendo el dinero. Pero también indica los lugares

de mayor frío de donde están huyendo los capitales. Ambas listas tienen

consistencias y contradicciones, pero lo que sí se evidencia es que uno de los

sectores más rentables de la economía ha sido el energético por el constante

aumento en los precios del barril y del gas natural.

| AUTOR PEDRO PENZINI LÓPEZ |

en el ranking Forbes 2000 y Fortune 500

en el ranking LA ENERGÍA GANA

FOTO: AFP


[ a r t í c u l o ]

La famosa lista Fortune 500 organiza el ranking de las empresas ubicadas en los EEUU por su crecimiento y por su rentabilidad. Analizando los resultados de la lista para 2006, las empresas que arrojaron las mayores utilidades fueron las relacionadas al sector energético, hecho que no resulta nada sorprendente debido a los altos precios del crudo que siguen alcanzando nuevos récords histó-ricos diariamente. Este sector fue seguido por el sector tecnológico, con empresas como Apple Computers por su extraordinario IPOD, y algunas líneas aéreas que sorprendieron positivamente al mercado por su alta rentabilidad.

Este año el ganador del primer lugar fue la poderosa petrolera ExxonMobil, con ingresos superiores a 340 millardos de dólares y utilida-des por $34 millardos, superiores a las reservas internacionales de Venezuela, éstas ubicadas en 31 millardos de dólares.

Walmart en segundo lugar, la automotriz Ge-neral Motors a pesar de sus problemas que ha sabido gerenciar con mucha habilidad logra el tercer lugar, el cuarto lugar lo ocupa nuevamen-te otra petrolera, la Chevron, el quinto la Ford Motor co., el sexto otra empresa de energía: Co-nocoPhillips.

En el ranking de las empresas, cuyas acciones tuvieron la mayor alza en sus precios en Wall Street, los primeros lugares fueron logrados indiscutiblemente por las empresas de energía que alcanzaron los 10 primeros, entre los pri-meros 20 puestos.

El precio de las acciones de Mirant, especia-lista en distribución y mercadeo de energía, subió 242%, Frontier Oil y Valero Energy, espe-cialista en gas, lograron subir 183% y 129% ocupando el segundo y tercer lugar de la lista de rentabilidad respectivamente.

ExxonMobil, que logró el primer lugar como la empre-sa más poderosa de los EEUU de la lista Fortune 500, no corrió con la misma suerte en la lista de rentabilidad porque sus acciones apenas lograron subir 11.7%

Otras empresas energéticas que también subieron fue-ron la productora de carbón Peabody Energy (No. 7 en la lista) con un retorno de 104.9%, la empresa de refi nerías Sunoco (No. 10) y Marathon Oil (No. 19) subieron 94.1% y 65.7%, respectivamente.

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Fortune 500


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La Forbes Global 2000, no sólo es la más completa de las listas de empresas más grandes y poderosas del mundo sino que también es única en su metodología utilizada en la medición del ranking corporativo. La lógica empleada in-cluye el nivel de ventas de las empresas, sus utilidades, ac-tivos y valor de mercado que luego son evaluados en un ranking. Si se utilizara exclusivamente una sola de estas medidas, y no todas en conjunto, el resultado distorsionaría los resultados. Si tomaran en cuenta solamente el nivel de ventas, la empresa de internet Google, con más de $6 mil millones de utilidades, ocuparía los últimos lugares de la lista, a pesar de ocupar el puesto #36 por su nivel de capi-talización de mercado. Si la lista estuviese basada solamen-te en los activos fi nancieros de las empresas, entonces estu-viese sesgada a las corporaciones fi nancieras, o si se tomaran en cuenta sólo las utilidades, las empresas automotrices como la Ford o General Motors ocuparían el primer lugar.

Empresas como la Chevron, ExxonMobil y Toyota Motor, ampliamente conocidas en el mundo, lograron los primeros puestos. Otras desconocidas, ni siquiera podrían comprar-se a través de American Depositary Receipts (ADRs) en Wall Street, situación que podría cambiar por lograr notoriedad y reconocimiento a través de esta lista y así poder facilitar su compra por parte de los inversionistas globales. Si usted está en la búsqueda de empresas que se convertirán en las líderes internacionales del futuro, la Forbes Global 2000 puede ser un excelente sitio en donde buscar.

Por ejemplo, en 2005 la lista colocó a la empresa suiza Xstrata en el puesto 764 y subió al 510 en 2006. Xstrata se especializa en la explotación y mercadeo de carbón y me-tales y aumentó su valor de mercado en apenas un año en

38%. Por ahora Xstra-ta sólo se cotiza en Suiza y Londres, pero pronto accederá a Wall Street a través de un programa de ADRs.

La lista combinada en su totalidad reúne ventas por $24 trillo-nes, utilidades de $1.7 billones, activos por $88 trillones y un va-lor de mercado por $31 trillones con un total de 68 millones de empleados en todo el mundo. Este año la lista incluye industrias de 55 países alrededor del planeta y los de mayor crecimiento resultaron ser la China y la India, incluyendo 36 empresas basadas en Hong Kong, 8 nuevas desde 2005, 28 dentro de China y 33 en la India.

A diferencia de la lista FORTUNE 500, las principales empresas fueron las del sector fi nanciero, pero las del sector energético también ocuparon los principales lugares siendo ExxonMobil nuevamente la líder sin discusión.

Este ranking muy probablemente cambie en 2007 debido a los nuevos riesgos geopolíticos y la coyuntura con las empresas petroleras en países como Bolivia y Venezuela, en donde se ha puesto en práctica nuevamente un proceso de nacionalización, el programa nuclear en Irán, o los cons-tantes ataques de los insurgentes en Nigeria.

Sin embargo, por el momento, el negocio energético se-guirá siendo el sector de mayor crecimiento en el mundo fi nanciero internacional. | PYV |

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FUENTE: FORBES.COM

Forbes Global 2000

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La actual infraestructura de energía eléctrica mundial está evolucionando, permitien-

do la incorporación de nuevas tecnologías de generación distribuida que ofrecen

eficiencias atractivas y mayor calidad y confiabilidad del servicio eléctrico. Se analizan

los aspectos asociados al Gas Natural como el recurso energético por excelencia para

poder acompañar las futuras oportunidades de negocios en generación distribuida.

| AUTOR VICENTE SÁNCHEZ IGLESIAS |

Nuevas oportunidades para el negociodel gas natural en el sector eléctrico


Generación distribuida

FOTO: AFP


versificada matriz (nuclear, gas, reno-vables y carbón) aunque un poco con énfasis en la nuclear, con el objeto de garantizar el mejor suministro eléc-trico a futuro para su provincia.

Igualmente, las recientes preocupa-ciones de riesgo de ciertas empresas hidroeléctricas por el denominado Cambio climático, del cual estamos aprendiendo cada día más, están im-pulsando la diversificación de sus negocios basados en otras fuentes.

Confiabilidad y calidad son la clave del progresoLa actual infraestructura global pre-dominante del servicio público eléc-trico está basada en el concepto de grandes centrales eléctricas que ge-neran abundantes cantidades de energía eléctrica y se transmiten por medio de largas extensiones a través de los sistemas de transmisión y dis-tribución (TyD) a los clientes.

Si bien esto resulta en una forma conveniente y económica (tarifa más baja) de brindar un servicio público, existen algunos atributos intrínsecos a las centrales eléctricas que pode-mos describir como de limitaciones y riesgo.

Así ocurre que las grandes centra-les no poseen sistemas de respaldo y cuando existe mayor demanda no pueden satisfacerla en el corto plazo, ya que nuevas capacidades requieren de tiempo y son intensivas en capi-tal. Las estadísticas han venido de-mostrando que en si mismas las centrales son mucho más confiables que los sistemas de transmisión, en donde se presentan las fallas en su-ministro; de hecho el 95% de los apagones a nivel global son por cau-sa de problemas en TyD.

En el caso de las centrales basadas en combustibles fósiles –y en espe-cial carbón y fuel oil–, éstas emiten localmente grandes volúmenes de gases de efecto invernadero. Los otros factores tienen que ver con la confiabilidad o disponibilidad y la calidad de la energía eléctrica ser-vida. Ambos factores poseen una importancia en extremo indudable en la actual era digitalizada que vivimos y son tal vez los que po-drán definir mejor las futuras exi-gencias de la calidad y seguridad del servicio eléctrico.

Resulta entonces evidente que por más esfuerzos que se coloquen en aumentar la capacidad de generación de potencia, si esa energía no se trans-mite a través de modernos sistemas –bien mantenidos– de TyD, no se reali-zarán mejoras netas en el servicio.

En el caso típico de las grandes centrales de generación térmica vale la pena el comentario irónico, pero real: la denominación de plantas térmica se debe a que su principal objetivo es generar calor, y la electri-cidad es un producto secundario que lo aprovechamos para enviarlo por grandes sistemas de transmisión a largas distancias a los centros de consumo. El calor es, en la gran ma-yoría de las centrales térmicas, des-perdiciado; por cierto ese calor no tiene costo alguno si supiéramos emplearlo, y el único costo es su efecto ambiental.

Las proyecciones en la

demanda mundial de

energía eléctrica colocan

al gas natural como el

recurso energético clave

y de más rápido creci-

miento para las próximas

décadas. Se estima, según

proyecciones de la Energy

Information Administra-

tion, que el ritmo

de crecimiento del gas

para generación eléctrica

se establezca en un 3,9%

anual hasta el año 2025.

Las proyecciones en la de-manda mundial de ener-gía eléctrica colocan al gas natural como el re-curso energético clave y

de más rápido crecimiento para las próximas décadas. Se estima, según proyecciones de la Energy Informa-tion Administration, que el ritmo de crecimiento del gas para generación eléctrica se establezca en un 3,9% anual hasta el año 2025. El gas na-tural ofrece ventajas muy atractivas en la generación eléctrica, por ser eficiente, flexible operacionalmente, rápido despliegue de su infraestruc-tura y menor tiempo de instalación de las plantas a gas, comparativa-mente con otras tecnologías.

Debido al reducido tiempo de instalación, mayor eficiencia y me-nor costo de inversión –para el caso de plantas de turbinas a gas de ciclo combinado, respecto a plantas de carbón– se espera que el gas natural sobrepase a la capacidad instalada global de plantas de carbón para 2010.

Un ejemplo reciente de posiciona-miento en el sector eléctrico lo reali-zó la empresa ChinaYangtze Power Company, que opera la corporación de desarrollo del proyecto hidroeléc-trico más grande del mundo, Las Tres Gargantas (Three Gorges, 18 GWe). Yangtze Power anunció planes para adquirir un grupo de plantas térmicas a base de carbón con el fin de reducir su exposición al riesgo hidroeléctrico. Para esta empresa, desde el punto de vista de confiabilidad del servicio y de su negocio, esas inversiones po-seen méritos, al ser el carbón en China más confiable que los flujos de los ríos, especialmente en temporada de sequía.

En la misma onda de diversifica-ción, la Autoridad de Energía de On-tario (Canadá) ha emitido un reporte sobre recomendaciones del Ministro de Energía para lograr una mayor diversificación de su ya bastante di-

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Las nuevas fuentes de potencia eléc-trica, más oportunas en tiempo de instalación, efi cientes y efectivas en costo, podrían ser pequeñas y estar co-locadas estratégicamente para evitar los costos asociados a la TyD de las redes actuales, mientras ofrecen benefi cios adicionales que las centrales eléctricas no proveen.

La Generación Distribuida, una solución factibleEl concepto de Generación Distribui-da (GD), ha venido surgiendo y co-brando fuerza en la pasada década como respuesta a estas inquietudes en torno a la seguridad de la actual infraestructura eléctrica. El impulso en el desarrollo de alternativas en el suministro de energía eléctrica distri-buida ha estado infl uenciado funda-mentalmente por factores como:- Demanda creciente del sector eléctrico.- Valor del cliente.- Incremento del comercio electrónico.- Innovaciones tecnológicas.- Regulaciones ambientales.- Incentivos fi scales.- Confi abilidad y calidad del servicio.- Aparición de normas y facilidades

de interconexión a la red.

Ya algunos países han logrado avan-ces y tomado iniciativas aprovechando los recursos distribuidos, diseñando e implantando políticas públicas y sir-viendo de modelo para expandir el concepto en otras regiones.

Se conceptualiza la GD como la producción de energía eléctrica y

térmica, cerca del punto de consu-mo y de acuerdo a la demanda, donde los sistemas pueden estar conectados a la red o ser indepen-dientes formando pequeñas redes locales. Si bien el concepto se deno-mina “Generación” a partir de equi-pos con potencias inferiores a los 30 MWe y por lo general entre 2 kWe y 5 MWe, se incluye en la defi nición los sistemas de almacenamiento y administración o gerencia de la energía, para integrar las mejores dotaciones posibles y mejores efi -ciencias.

La GD no es un concepto nuevo. Su uso ha estado entre nosotros en las dos décadas pasadas. Algunas tecno-logías han mejorado su desempeño junto con otras que están emergien-do. Éstas están todavía en etapa de demostración, y prometen excelentes ventajas tecnológicas en efi ciencia y calidad de potencia.

Muchas de estas tecnologías se apoyan en recursos renovables, como la energía solar fotovoltaica y térmi-ca, turbinas de viento, instalaciones mini-hidroeléctricas y el aprovecha-miento de combustibles provenientes de la biomasa y desechos agrícolas.

Pero existen otras tecnologías que se están viendo fortalecidas por el uso del gas natural servido por las redes comerciales. Comprenden tres grupos:

- Motores de combustión interna

- Microturbinas y

- Celdas de combustibles

Estas tecnologías están demostran-do efi ciencias eléctricas del orden del 30% al 40% con posibilidades de aprovechar el calor generado, que de otra forma se desperdiciaría.

Las máquinas de combustión inter-na se han empleado desde hace varias décadas y han demostrado buen des-empeño como sistemas de respaldo o como sistemas principales en sitios remotos. Las tecnologías de microtur-binas y celdas de combustible están haciendo su aparición en el mismo sector y apoyadas por el uso del gas natural en línea.

Los desarrollos tecnológicos han permitido que el calor producido en estas plantas se pueda recuperar al-canzando efi ciencias globales de has-ta 85%. A este proceso se le llama co-generación o recuperación de calor para su uso en otros procesos de valor agregado.

Y es justamente en este punto don-de deberíamos hacer esfuerzos en entender el potencial que tenemos de poder dominar niveles de efi ciencia energética extraordinarios.

Ciertamente, la ventaja inmediata del uso de tecnologías de combustión operadas con gas natural se materia-liza en aquellas regiones donde existe una brecha notable entre el costo de la electricidad ($/kWh) de la red pú-blica y el costo del gas natural domés-tico ($/BTU). Esta brecha se analiza bajo el término de “spark-spread” y es una denominación técnico-comercial referencial empleada en una planta

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(1) Se asume el consumo anual nacional al cierre del 2005 que fue de aproximadamente 104.000 GWh; Datos mostrados son de oportunidad para el 2006.

(2) Se toma el valor de Factor de Planta como 0,95 y Efi ciencia de 30%; 1 pie cúbico (PC) = 1.031 Btu

(3) Se toma como promedio en sistemas de co-generación por cada 100 kW de combustible se producen 25 kW de potencia eléctrica y 60 kW de térmica con 15 kW de pérdidas.

(4) Se toma un Factor de Prorrateo de 0,9 al escalar dimensiones de planta; Costo base de 612$/kW para planta de 25 MWe.

Posibles escenarios para la GD basada en gas natural

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FUENTE: Elaborado por el autor

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para evaluar la diferencia entre el costo del gas y el de la electricidad, bajo el parámetro de su efi ciencia. El análisis del “spark-spread” apoya la toma de decisiones de operar una planta ya que permite evaluar si se está generando o destruyendo valor en su operación.

Al haber una brecha bien amplia entre las tarifas de gas y electricidad, un mayor y mejor uso del gas natural presenta un atractivo único.

Actualmente, la GD no es un tema de análisis de unos pocos países. Desde hace unos años ha surgido una Alianza denominada: World Allian-ce for Decentralized Energy (WADE) la cual está aportando valiosa infor-mación a través de indicadores que evalúan los inventarios de cuáles tecnologías se están empleando y en que países. Entre las actividades de la WADE están:- Promoción e investigación para docu-mentar los aspectos de la GD, tales como: políticas, ambiente, economías, tecnologías y regulaciones.- Extender su área de acción a otras re-giones; actualmente abarca a Europa, EEUU, India y China.- Suministrar un foro a empresas y orga-nizaciones para reuniones y comunica-ciones de intercambio de experiencias.- Producir un Jornal de referencia para la industria (Cogeneration and On-Site Power, que puede ubicarse a través de la página web: www.jxj.com).

Según cifras de la WADE, la gene-ración centralizada mundial alcanza el nivel de 93% y para 2012 se tiene como meta poder llegar a un 14% de generación distribuida.

En la proyección de crecimiento de la GD a nivel global (VER FIGURA 2) se nota la oportunidad única que posee el gas natural en su desarrollo. Las estimacio-nes indicadas muestran un crecimien-to importante de la GD empleando hasta un 60%-70% de gas natural con sistemas de co-generación.

Tendencias y barreras para la implantación de la GDLas tendencias actuales están incor-porando criterios de efi ciencia ener-gética para satisfacer la demanda de futuro crecimiento del sector eléctri-

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Crecimiento de consumo energético proyectado por industrias

[FIG. 2]

FUENTE: WADE

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Efi ciencias en generación de energía

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FUENTE: Elaborado por el autor

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co. No se trata de mantener una in-fraestructura de generación basada en plantas poco eficientes por el solo hecho de poseer abundantes reservas de gas y a precios subsidiados.

Se han mencionado las bondades y oportunidades del negocio de la GD, sin embargo, la implantación de estos sistemas no es tan sencilla y posee algunas barreras; entre ellas se destaca el desconocimiento del im-pacto en la confiabilidad eléctrica local y en la selección de la mejor opción tecnológica por parte de los potenciales usuarios. Los costos ini-ciales de capital son altos para el

sector residencial y comercial, quie-nes no pueden en ocasiones invertir en los equipos.

Por otro lado, las normativas de seguridad de las comunidades de pro-pietarios, los problemas de obtención de licencias y costos de salida a la red, así como la falta de apoyo guberna-mental y aspectos regulatorios repre-sentan obstáculos que hay que consi-derar al momento de evaluar la factibilidad de un proyecto con GD.

Esas barreras podrán superarse en la medida que se implementen pro-gramas y una política energética debidamente orientada hacia los

consumidores, y la participación del sector privado, con las normativas respectivas, mejoras tecnológicas e importantes reducciones en los cos-tos de capital.

En países donde el envejecimiento de la infraestructura de TyD está en la mira de sus preocupaciones y prioridades, donde su matriz ener-gética es muy poco diversificada o casi monolítica, y el nivel de electri-ficación de sus habitantes es incom-pleta, la GD ofrece interesantes ven-tajas de poder superar un buen porcentaje de sus necesidades ener-géticas. | PYV |

Impacto de la GD en el negocio del gas – caso Venezuela

El crecimiento en demanda de energía eléctrica venezolana en los pasados 4 años ha sido de un 5% en promedio, con un ritmo más acelerado durante 2004 y 2005. Podríamos entonces realizar un análisis en evaluar el impacto que tendría el crecimiento de la de-manda eléctrica en nuevas opor-tunidades del negocio del gas.Con el objetivo de evaluar el des-pliegue de tecnologías de GD habilitadas por el gas natural vamos a considerar algunas pre-misas necesarias:• Asumimos que las autoridades venezolanas, responsables de dictar las políticas públicas en el sector eléctrico, plantean la oportunidad de un plan de incre-mento en la capacidad de gene-ración eléctrica con tecnologías que empleen al gas natural. Di-chas políticas públicas estarían acompañadas con el consiguiente aumento y respaldo en la dispo-nibilidad de gas natural comercial a través de nuevas redes. En di-chos lineamientos, se estaría fa-voreciendo al gas natural como recurso abundante del país y en vista del compromiso nacional de contribuir con la reducción de los gases de efecto invernadero. Sa-bemos que el gas natural ofrece

los mejores beneficios ambienta-les dentro del grupo de los com-bustibles fósiles. (Carbón < Fuel Oil < Diesel)• Si analizamos el caso para un año, por ejemplo 2006, podríamos tomar un intervalo de crecimiento en el consumo anual del sector eléctrico entre el 2% y 7% y te-niendo como base que el consumo actual es de unos 104.000 GWh/año (cierre 2005); así tendríamos que para un incremento de 3% anual se requerirían de unos 3.120 GWh adicionales de energía eléc-trica equivalentes a unos 350 MWe de capacidad, mínimo.• Si tomamos que un 10% de esa nueva capacidad se podría desa-rrollar con nuevas tecnologías de GD operadas con gas natural, suministrando nuevas oportuni-dades de negocio y desarrollo de la industria del gas, Venezuela tendría una serie de oportunida-des de incrementar los volúme-nes de venta de gas natural nacional.• Es fundamental que las tecnolo-gías empleadas en GD tengan la capacidad de co-generación, por lo que adicionalmente se estaría en posición de incrementar la eficiencia energética hasta 85%. La energía térmica recuperada en los equipos de GD para generar electricidad reemplazaría un equivalente de energía eléctrica o de gas natural y en consecuen-cia el sistema global generaría muchas menos emisiones de ga-ses efecto invernadero por ener-gía producida.

• El valor del negocio en venta de equipos y obras asociadas estaría entre los 20 a 60 millones de dó-lares. Si bien parte de los equipos se adquieren en el exterior, igual-mente representa una excelente oportunidad de negocio para el sector eléctrico y de gas. • Estas inversiones agregarían nuevos clientes al negocio del gas, permitiría la inserción en el país de nuevas tecnologías con mejores eficiencias y aumentaría la confiabilidad y calidad de la energía servida para aquellos clientes que la demandan.• Por otro lado, en estos escena-rios se estaría dejando de cons-truir costosas redes de TyD ya que el consumo eléctrico es cercano al sitio de generación. Los resulta-dos en forma consolidada se muestran en la Figura 1.Estos valores representan una estimación y ciertamente otras proyecciones más agresivas se pueden realizar con mayores fac-tores de penetración de tecnolo-gías de GD.Venezuela consumió –en prome-dio– en los pasados meses unos 14.140 millones de pies cúbicos de gas por mes para generar 1.200 GWh/mes de energía eléctrica en turbinas a gas. Esto significa una eficiencia de apenas 28%. Hoy día con plantas de turbina a gas con ciclo combinado (GTCC) se alcanzan eficiencias de 56% y con tecnologías de GD y co-genera-ción, si bien de menores dimen-siones, se pueden lograr eficien-cias de hasta 85%.

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Aunque parezca impresionante,

los hidratos de gas marinos

representan una fracción signifi-

cativa de los yacimientos de gas

en el planeta, con reservas estima-

das que prácticamente duplican

las reservas convencionales

de petróleo. De esta forma, cons-

tituyen los recursos de hidrocar-

buros no convencionales más

importantes, y una fuente real

de energía para los próximos

años. El presente ensayo muestra

una síntesis de los alcances

y proyecciones de las últimas in-

vestigaciones sobre hidratos

de gas, y cómo éstos han sido

vistos y manejados en el entorno

petrolero, tecnológico y

científico.

| AUTOR YARAIXA PÉREZ |

Desde los años treinta, expertos en el área petrolera a nivel mundial y sobre todo en la Ex Unión Soviética (Kazajastán-Rusia), vieron en los hidratos un elemento de restricción para el flujo de petróleo y gas,

y en casos actuales, como un riesgo en las operaciones de perforación y estabilidad de las plataformas marinas. Sin embargo, aquello que hace dos siglos era de conoci-miento reservado para los químicos y, en el siglo pasado formó parte de una cantidad de estudios para inhibir su formación en los ductos, hoy en día llama la atención de una gama de científicos que han volcado sus expectativas en estas diminutas moléculas que encierran un gigantes-co potencial energético de proyección mundial.

Aunque parezca impresionante, los hidratos de gas marinos representan una fracción significativa de los yacimientos de gas en el planeta, con reservas estimadas

Los hidratos de gas como alternativa energética

LUEGO DE LA ABUNDANCIA DEL PETRÓLEO…


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(20 mil trillones de m³ [700.000 TPC] de gas inmoviliza-do en los hidratos) que prácticamente duplican las reser-vas convencionales de petróleo. De esta forma, constitu-yen, junto con los esquistos bituminosos, los recursos de hidrocarburos no convencionales más importantes, y una fuente real de energía para los próximos años.

Pero… ¿Qué tanto sabemos de los hidratos de gas? ¿Qué tanto saben los científi cos de ellos? ¿Es realmente un problema?, o quizás, ¿lo único que nos quedará cuando la escasez del petróleo sea inminente?

Hidratos de gasLos hidratos son cristales huecos de moléculas de agua, tipo “hielo”, que se forman por la combinación de gas natural y agua, bajo condiciones de alta temperatura y alta presión, además, encierran una única molécula de gas sin enlace químico, y contienen más carbono que los combustibles fósiles convencionales. Es así, que en con-diciones de presión y temperatura estándar, la descom-posición de 1 m³ de hidrato de metano (el más común de los hidratos de gas o claratos) produce –al expandirse– 164 m³ de metano gaseoso y 0.8 m³ de agua, lo cual indica que si se extrae una pequeña parte del gas contenida dentro de ellos, sería sufi ciente para abastecer por años la demanda mundial.

La presencia de esta alternativa de fuente energética, se ha localizado en áreas donde las profundidades del agua superan los 1.000 pies (300 m), la temperatura del fondo

marino es inferior a 10˚C, y el área es potencialmente gasífera. También se han identifi cado bajo capas de suelo congelado en las zonas de “Permafrost” (capas situadas a cierta profundidad que permanecen heladas todo el año) de las regiones árticas.

En la detección y evaluación de los intervalos que con-tienen hidratos de gas, intervienen una cantidad de es-tudios vinculados en su mayoría a información geofísica que incluyen no sólo los datos de líneas sísmicas sino también el estudio de perfi les de pozo, transientes elec-tromagnéticos, fl ujo calórico, batimetría, gravedad, mag-netismo, y sismometría de fondo marino.

Los hidratos de gas ¿Un futuro posible?Parte de la respuesta a favor o no de los hidratos de gas, recae en la incertidumbre de la viabilidad y el conoci-miento de la naturaleza de sus acumulaciones, la compo-sición química, la cantidad de contenido y concentración del gas, y cuan rápidos sean los cambios de las condicio-nes de presión y temperatura. Así, países como Estados Unidos, Japón, Noruega, Canadá, Rusia, España, Reino Unido y Australia han promovido esfuerzos en el estudio del comportamiento, acumulación y extracción de los mismos, logrando mediante investigaciones y pruebas del Programa integrado de perforación oceánica (In-tegrated Ocean Drilling Program -IODP), con el buque científi co más avanzado del mundo en tecnología de exploración, el “Chikyu”, controlar en superfi cie la capa-

Presencia de los hidratos de gas a nivel mundial

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Los hidratos de gas como alternativa energética

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cidad de disociación explosiva o lenta de los hidratos de gas extraídos del fondo marino.

Una reciente publicación efectuada el 27 de enero de este año del IODP a propósito de la culminación del pro-ceso exploratorio terrestre del “Chikyu”, señala que la investigadora española Menchu Comas del Instituto Anda-luz de Ciencias de la Tierra (CSIC) y delegada española en el comité científi co del IODP, indicó que “la única tecnología capaz de extraer a los hidratos de gas del subsuelo marino en condiciones utilizables es la del IODP”. Esto implica, un aporte signifi cativo al gran problema del desarrollo de la capacidad de extracción de los hidratos de gas.

Por otro lado, aparece un nuevo tipo de barco especia-lizado en el almacenaje y transporte llamado NGH (siglas en inglés de Natural Gas Hydrate), que en un futuro muy cercano será el “gasero” que permitirá explotar yacimien-tos menores, manejar de forma idónea los gases sobrantes de la extracción del petróleo, y aprovechar las reservas naturales de hidratos de gas que se encuentran atrapadas en los océanos. La ventaja del NGH es que puede mante-ner a los hidratos en estado semisólido y con una tempe-ratura de -20ºC, sin embargo, la desventaja se encuentra

en que el volumen requerido para transportar los hidra-tos deberá ser como mínimo 4 veces mayor que el de los barcos usados actualmente para el transporte de una carga similar de Gas Natural Licuado.

Otros científi cos e ingenieros de la Universidad de Cardiff en el Reino Unido, están investigando la existen-cia de singulares y arcáicas bacterias en los sedimentos marinos formadores de los hidratos de gas, desarrollando sistemas para recuperarlos bajo grandes presiones en un proyecto europeo denominado HYACINTH.

Para estos investigadores el descubrimiento de estas reservas en los fondos oceánicos, representa uno de los hechos más alarmantes debido al contenido de metano (potencial gas de efecto invernadero) que es aproxima-damente 3.000 veces más que el contenido de metano en la atmósfera. Lo más impactante, es que la inestabilidad de los hidratos causada por el aumento de las temperatu-ras de las aguas donde se encuentran, provocaría la emi-sión de grandes volúmenes de este gas.

En fi n, se tiene un mundo de posibilidades de estudios a partir de los hidratos de gas, no sólo con carácter cien-tífi co, sino también tecnológico e industrial. Sin duda alguna que el futuro posible para los hidratos será mane-jado por una cantidad de variables que incluyen, la ren-tabilidad económica, la factibilidad de explotación con bajo nivel de riesgo y el manejo controlado de emisiones de metano hacia la atmósfera.

Hasta ahora es obvia la participación de países del primer mundo en estos proyectos. Quizás es probable que los países latinoamericanos continúen bajo la sombra de éstos si no adoptan decisiones tales como en el caso de Chile y Uruguay, que poseen limitadas reservas de hidro-carburos convencionales, y que desde el año 2000 han desarrollado proyectos de investigación sobre presencia de hidratos de gas en sus costas. Como resultado han identifi cado un extenso yacimiento que abarca desde las costas de Valparaíso hasta el sur de Concepción en Chile, y en las Cuencas “de Pelotas”, “Punta del Este”, y “Orien-tal del Plata” en Uruguay, superando incluso a todos los recursos gasíferos de Bolivia.

En el caso de Venezuela, el reconocimiento de los hidratos de gas en su margen no ha sido explorado en su totalidad. Es posible que el petróleo que aún tiene el país no deja que las gringolas de la abundancia lleve a su estudio. Venezuela debería centrar la atención en continuar con la identificación de este recurso en sus costas, definir la factibilidad técnica de su extracción, y posteriormente elaborar los mapas de riesgos explo-ratorios.

No es fácil explotar los hidratos de gas, pero es un re-curso absolutamente viable y no podemos pretender que el recurso de hidrocarburo que aún nos queda sea eterno. Sería absolutamente irresponsable y absurdo no darnos cuenta de la necesidad de volcar nuestros pensamientos hacia un mundo mas allá de lo que vemos y lo que vivi-mos, porque si bien es cierto que no estaremos dentro de 100 años, también es cierto que nuestra sangre correrá por las venas de quienes en algún momento de este siglo o el que sigue sufrirán las consecuencias de acciones re-tardadas o nunca previstas. | PYV |

Descomposición 1 m3 de hidrato de gas

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Figura 2: Descomposición 1 m_ de hidrato de metano

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Hasta ahora es obvia la participación de países del primer mundo en estos proyectos. Quizás es probable que los países latinoamericanos continúen bajo la sombra de éstos si no adoptan decisiones tales como en el caso de Chile y Uru-guay, que poseen limitadas reservas de hidrocar-buros convencionales, y que desde el año 2000 han desarrollado proyectos de investigación sobre presencia de hidratos de gas en sus costas

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GAS NATURAL PRESENTE Y FUTURO | AUTOR MARTÍN DURÁN BECARIO MAE-AECI |

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No se puede hablar de la existencia de un mercado de gas global integrado sino más bien de la coexistencia de mercados regionales en vías de desarrollo, entre otras causas, por el alto costo de transportarlo. El gasoducto es el medio de transporte más económico, aunque hasta ahora existen pocos gasoductos viables con una distancia mayor a los 4.000 Km. Sin embargo, el GNL (gas natural licuado) viene ganando terreno en la comercialización del gas a nivel interregional. El GTL (gas a líquidos), por otra parte, revolucionará parte del mercado del gas y su proyección incentivará al sector mercante de los hidrocarburos. Veamos en esta investigación las principales variables que están afectando y dinamizando esta importante industria energética

1. EL MERCADO DE GAS NATURALSe pueden detectar 7 mercados regionales determinados por su ubicación geográfica y por las interacciones comer-ciales entre centros de producción y consumo. Estos son: África, Medio Oriente, Lejano Oriente y Pacífico, Europa, Norteamérica y Latinoamérica.

La existencia de medios de transporte a bajos costos es vital para la configuración y desarrollo de los mercados. Hasta ahora existen pocos gasoductos económicamente viables con una distancia mayor a los 4.000 Km, y muy pocos que puedan unir mercados distintos, como por ejemplo, los gasoductos Argelia-Túnez-Italia (Transmed), y el de Argelia-Marruecos-España (Magreb-Europa, GME), los cuales cruzan la barrera del Mediterráneo entre Euro-pa y África1.

A mediados de los años 60 hizo aparición un sistema alternativo para el transporte de gas: el gas natural licua-do (GNL) en buques metaneros. Este método requiere transformar el gas a su forma líquida. La Agencia Inter-nacional de la Energía (AIE) ha comparado los costos del transporte vía gasoducto y vía metanero y ha determina-do un punto de equilibrio. La evolución de los costos de ambas vías indica que hay más posibilidades de reducir costos en el transporte de GNL que en el de gas por ga-soducto. Influye también que a medida que se vayan agotando las reservas de los yacimientos más cercanos a los mercados, el GNL llegará a ser una opción esencial para el transporte de gas.

La dinámica de desarrollo de un proyecto de gas natural necesita de un tiempo considerable (más de 5 años) desde la toma de decisión hasta la llegada al mercado, y requiere –desde luego– de una fuerte inver-sión inicial2.

Los precios del gas no están determinados solamente en función de su costo sino que se establecen de acuerdo a las condiciones de cada mercado, y toma en considera-ción el precio de las fuentes energéticas primarias con las que tiene que competir en dicho mercado. Es el vínculo determinante entre ese mercado y el resto del mercado global de la energía. Por esa razón, los precios del crudo y sus derivados inciden en las cotizaciones del gas 3.

Lógicamente no se debe dejar de apuntar que una gran distancia entre los puntos de producción y consumo hace que los costos de la cadena de suministro puedan superar el precio de la energía con la que el gas natural compite en dicho mercado. El suministro en este caso no sería viable económicamente. El gas compite así con derivados del crudo como el gasoil y fuel oil especialmente. Es posible que el creciente uso del gas en otras aplicaciones, fundamentalmente en generación eléctrica, introduzca nuevas referencias para su precio.

El gas natural prácticamente no requiere mayor con-versión para su uso una vez extraído de su yacimiento (salvo por supuesto la licuefacción). Su uso inicial es-taba más orientado a ser combustible de calefacción. No obstante, en las dos últimas décadas los requeri-

1 García de los Huertos, Pedro Morale-da. “El Mercado del Gas Natural” en Cuadernos de Estrategia del Ministe-rio de la Defensa de España. La Ener-gía en el Espacio Euromediterráneo. (Madrid, Instituto Español de Estudios Estratégicos, 2003).

2 “Para afrontar estos grandes proyec-tos hasta ahora se ha constituido en la mayoría de los países empresas gasis-tas integradas que, en régimen de concesión administrativa y con capital público en muchos casos, construye-ron las infraestructuras de transporte y distribución, negociaron acuerdos con productores externos de gas y aseguraron el suministro al mercado.

Para compartir los riesgos implícitos, las partes contratantes, el productor/vendedor y el consumidor/comprador, firman contratos de suministro a largo plazo con características muy específi-cas. Una de ellas es su duración, que suele ser superior a 20 años ... También se incluyen otras como las cláusulas de destino, que prohiben la reventa de ese gas ... Mediante estos contratos el vendedor asegura la retirada de su producción anual y que otros clientes suyos de mercados vecinos no compi-tan entre sí. El comprador, por su par-te, asegura un flujo continuo de gas a precio competitivo en su mercado. Las entidades financieras consiguen la garantía de recuperar sus inversiones

a lo largo del plazo del contrato de suministro. Este sistema de garantías mutuas ha permitido la asignación de ingentes recursos económicos a la construcción de infraestructura gasis-tas, lo que ha sido el factor esencial para la creación y el rápido desarrollo de los mercados de gas en todo el mundo” (García de los Huertos, 2003, pag 73).

3 El GNL es inodoro, incoloro, no corrosi-vo y no tóxico. Es un líquido criogénico, es decir, su temperatura está por debajo de los -73.3° C (-100°F). Se embarca en buques contendedores de casco doble, con tanques de almacenamiento bien aislados. Además, estos buques utilizan el gas natural como su fuente principal

de combustible, con lo cual reducen signi-ficativamente sus propias emisiones. El GNL se transfiere a una instalación de recepción en donde se almacena en su forma líquida a la presión atmosférica en tanques bien aislados, hasta que se nece-site el gas natural. Cuando se requiere, el GNL se calienta a temperaturas normales, regresándolo así a su estado gaseoso original. Después, se entrega a un sistema de gasoductos para su distribución. Al respecto ver: Instituto para la Energía, el Derecho y la Empresa del Centro de Derecho de la Universidad de Houston. Seguridad y Protección del GNL. (Houston, 1999).

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mientos desde el sector eléctrico e industrial crecen en forma significativa, siendo el principal mercado de este hidrocarburo, seguidos por la industria química, me-talúrgica, papelera, de cerámica y vidrio, textil y ali-mentación.

Igualmente se utiliza gas comprimido para automo-tores, especialmente en autobuses de uso urbano donde el espacio para almacenar el gas no es un problema. Sus niveles de emisiones nocivas son muy inferiores a los de vehículos semejantes de gasoil o gasolina. Algo que retrasa la expansión de su uso es la posibilidad de en-tender cuál es la tecnología del futuro automotor, ade-más de la lentitud consecuente de la expansión comer-cial minorista.

Los altos precios del crudo de los últimos cuatro años han contribuido a aumentar la atención sobre lo que antes se consideraban reservas gasíferas comercialmen-te no explotables, tales como el gas asociado o aquel que se encontraba relativamente lejos del mercado. La conversión de estas fuentes a GNL o a sustitutos de derivados del crudo como diesel, nafta, gasolina, y otros productos como lubricantes y parafinas median-te el empleo de tecnología “Gas a Líquidos” (GTL) podría suministrar nuevas oportunidades para este recurso. GTL se ha convertido en una opción lo sufi-cientemente atractiva para hacer comercializable par-te del gas ahora lejano del mercado y se complementa con los actuales desarrollos de transporte vía GNL o gasoductos.

El crecimiento del comercio del GNL y GTL en un futuro incrementaría el valor estratégico que ya poseen los estrechos, constituyendo para las Fuerzas Armadas de las principales potencias mundiales objetivos priori-tarios a proteger. El GTL, por otra parte, incentivará al sector mercante de los hidrocarburos.

Actualmente existen al menos 9 proyectos comercia-les de GTL en varias etapas de planificación y desarrollo para el período 2009-2012 que podrían traer al merca-do una capacidad adicional de 580.000 barriles por día. Existen otros 19 proyectos que podrían doblar esa ca-pacidad más allá de 2012. Existen, desde luego, muchas esperanzas al respecto.

Dichos proyectos están siendo iniciados por compañías que operan en países ricos en gas tales como Qatar, Irán, Rusia, Nigeria, Australia y Argelia, donde éste puede ser desarrollado a un costo menor de $1/millón de BTU. El norte de Qatar tiene tan solo un estimado de 900 billones de pies cúbicos (BPC) de gas natural de reservas, los cuales asociados al Campo Pars Sur en Irán con unos 500 BPC constituyen la fuente de gas natural más económica del mundo. En otros países tales como Nigeria y Argelia, el GTL complementa su industria de GNL. GTL es la solución para estos países que no tienen más remedio que quemar su gas natural4.

GTLGAS A LIQUIDOSLa economía del GTL ha mejorado con re-cientes avances tecnológicos, así como la eco-nomía de escala. Los costos de capital han descendido significativamente desde los $105/barril (b) de la primera planta diseñada y construida a los actuales $25-30/b. Adicio-nalmente, Royal/DutchShell ha manifestado su voluntad de bajar estos costos a menos de $20/b. Para tener una idea de lo que se está hablando, se estima que el costo de capital asociado a un proceso de refinación conven-cional se encuentra cercano a los 15 $/b. Esto tomando en cuenta toda la historia de mejo-ras tecnológicas que acompañan a los proce-sos de refinación (AIE, 2005).Pocas compañías arrojan detalles sobre sus costos en la tecnología de conversión GTL. No obstante, de acuerdo a ConocoPhillips, se asume que el costo del gas natural es de $1/millón BTU. El costo del combustible produc-to del GTL es competitivo con el diesel cuyos costos están por encima de los $20/b. Entre los diferentes productos del GTL, la fracción diesel en particular es altamente valorada en los mercados aguas abajo debido a sus pro-piedades únicas acopladas a las regulaciones ambientales y en franca competencia en el renglón de emisiones con el diesel consumi-do por los vehículos.Para algunos, sus emisiones son mucho me-nores que el del diesel convencional y contie-ne fracciones mucho más pequeñas de sulfu-ro y aromáticos. El combustible producto del GTL también ofrece un buen nivel de com-bustión. Su competitividad crece con los nue-vos avances tecnológicos y las facilidades co-merciales en cuanto a infraestructura pues es fácilmente adaptable a las existentes.

El futuro del gas natural, bien sea transportado por gasoducto, vía GNL o transformado por GTL, será el de un mayor protagonismo en la matriz energética global. Al estar marcado por la configuración de mercados regio-nales, resulta pertinente revisar el contexto de cada uno de ellos y percibir los matices que nos puedan indicar el futuro comportamiento de esta fuente primaria en la economía global.



2. SITUACIÓN GLOBAL2.1 NorteaméricaLa producción de gas natural de esta región en conjunto puede crecer en un 0.5% interanual entre 2005 y 2025, mientras que el consumo puede hacerlo en 1.5% (AIE). En 2005 la mayor parte de lo que se consumió se produ-jo dentro de dicha zona5. Sin embargo, el Departamento de Energía de EEUU estima que la región consumirá cer-ca de 5.7 BPC más de los que ahora produce. De la misma forma, se espera que la dependencia del gas importado se incremente en 2025 llegando a consolidarse una brecha de 8 BPC.

Actualmente, Canadá suministra la mayor parte del gas natural que importa EEUU y este país exportaba hasta hace poco el gas requerido por la economía de México.

La mayoría de las importaciones de la región se hacen en forma de GNL hacia cinco instalaciones de regasifi-cación ubicadas dentro de EEUU. Cuatro de los termi-nales continentales fueron construidos hace más de 20 años y están localizados en Everett (Massachusetts), Cove Point, (Maryland), Elba Island, (Georgia), y Lake Charles (Louisiana). La quinta está en el Golfo de Méxi-

co (una planta offshore, la Gulf Gateway Energy Bridge) y es la primera terminal de GNL de EEUU construida luego de más de 20 años, recibiendo su primer carga-mento el 17 de marzo de 2005.

Las importaciones de GNL crecerán sustancialmente y jugarán un rol significativo en el futuro sobrepasan-do incluso las importaciones vía gasoducto desde Ca-nadá para antes del año 2015. Aunque México siga siendo dependiente de las importaciones procedentes desde los EEUU, es muy probable que la diversificación de sus importaciones de GNL reduzcan esta dependen-cia para 2007.

Nuevas instalaciones de regasificación de GNL de Méxi-co, EEUU y Canadá comenzarán a funcionar entre 2007 y 2010. Pero la expansión no se parará ahí. Más de 50 proyectos han sido aprobados al cumplir con las regula-ciones establecidas en los tres países.

Si todos estos proyectos fueran consolidados y cons-truidos se incrementaría en más de 20 BPC la capacidad de importación de la región, equivalente, en otras pala-bras, al 75% del gas natural consumido en Norteamérica durante el año 2005. No obstante, no se tiene completa

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certeza de que todas las plantas lleguen a ser construidas, pero aún así, esto resulta un claro indicador de la impor-tancia que jugará el GNL importado en la región en los próximos 20 años.

De acuerdo a la AIE, el porcentaje del GNL dentro del total de gas natural consumido por EEUU crecerá de un 3% (2005) a un 15% ó 4.3 BPC para 2015, y a un 21% ó 6.4 BPC en 2025. Los nuevos terminales de importación se concentrarán en la Costa del Golfo y las Bahamas6. Una nueva terminal en Baja California, México, está proyectada para ser construida y comenzar operaciones en 2008, siendo de utilidad tanto en el norte de México como en el sur de California7.

Si bien buena parte de los nuevos terminales serán cons-truidos a lo largo de la Costa Este luego de 2015, la Costa del Golfo ofrece la mejor locación, pensando en la ruta Atlántica (Nigeria, Trinidad y Tobago, Venezuela y Qatar) y en la excelente infraestructura de gasoductos y puertos de aguas profundas existentes que permite conectar al resto del país. Las importaciones ingresadas a través del Golfo de México contabilizarán más del 70% de las impor-taciones de GNL en 2025.

Canadá es el único país norteamericano que actual-mente produce la mayor parte del gas natural que consu-me, y parece continuar así hasta 2025. La mayoría de la producción de gas procede de la Cuenca Sedimentaria Occidental. Aunque la producción de esta Cuenca se

encuentra en declive, ésta puede ser ralentizada por la producción no convencional del Oeste Canadiense, es-pecífi camente en el Delta McKenzie. La producción de gas natural de Canadá crecerá en un promedio anual de 0.1%, excediendo en 2005 al consumo en unos 3.6 BPC, exce-dente que fue exportado hacia EEUU y que puede caer a unos 2.5 BPC en 2015 y a 2.1 BPC en 2025.

En México, el consumo de gas natural continuará su-perando a la producción. Su demanda crecerá cerca de 3% entre 2005 y 2025, mientras que la producción cre-cerá solo a una tasa de 1.7% anual.

La dependencia mexicana del gas natural importado crecerá notablemente desde los actuales 15% a un 38% del total consumido en 2025. El gobierno mexicano intenta atraer inversiones de capital extranjero para ayudar a desarrollar sus posibles reservas e incrementar su capacidad de producción pero no ha recibido el de-bido interés. Así que, de momento, el GNL parece su gran esperanza. Además de la planta de Baja California, se está construyendo otra de la misma naturaleza en Altamira, Costa del Golfo, y se planifi can dos más en la Costa del Pacífi co, pero más concentradas a surtir al mercado mexicano.

El mercado norteamericano tiene una ventaja estraté-gica notable: es el más atractivo y dinámico del mundo. Todos pueden hacer críticas al comportamiento de este mercado y sus decisores políticos, pero todos se anhelan


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Producción y consumo mundial de gas

R/P: reservas probadas

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vender en este mercado. Solo la miopía política de ciertos liderazgos no observan la ventaja de su cercanía geográ-fi ca y eso en parte retrasa las posibilidades de suministro de gas desde América Latina a Norteamérica. Tarde o temprano, el gas excedente de Bolivia, Perú y Venezuela terminará girando hacia este mercado por dos razones muy sencillas: 1) el proceso de industrialización de Latinoamérica y su excedencia de fuentes energéticas y 2) la necesidad de captar divisas e inversiones basándose tanto en una ventaja comparativa como competitiva. Las resistencias políticas que recientemente se viven en Lati-noamérica podrían ser un triste paréntesis para las nece-sidades de importación de Norteamérica.

Un problema que sin duda preocupará en un futuro es la seguridad de la infraestructura energética. Diseminada por buena parte del territorio norteamericano, especial-mente EEUU, resulta un blanco tentador para cualquier iniciativa terrorista. La protección de esta infraestructu-ra requiere de un esfuerzo adicional.

2.2 LatinoaméricaSe espera que el gas natural sea la fuente energética que crezca con más fuerza en Centro y Suramérica, con una proyección de incremento de 3.3% inte-ranual, es decir, desde los actuales 4 trillones de pies cúbicos (TPC) a 7.8 TPC en 2025. Para el año 2010, desplazará al crudo como la principal fuente de com-bustible para la generación de electricidad en la re-gión, pero aún sin superar a la hidroelectricidad en este renglón.

El clima de inversiones para los proyectos de gas natu-ral no se encuentra en un estadio ideal. Si bien Venezue-la, o mejor dicho, su actual gobierno, aparenta darle la bienvenida a inversiones extranjeras a su sector gasífero más que en el petrolero, las negociaciones, especialmen-te en el proyecto Mariscal Sucre (antiguo Cristóbal Colón), continúan sin rumbo defi nido y por lo visto no tendrán un fi nal feliz para algunas de las empresas originalmen-te involucradas.

Mientras tanto, Bolivia –bajo transición a un nuevo esquema tributario y legal estatizador– no estimula a una mayor expansión que la proyectada durante el gobierno de Sánchez Lozada.

Perú –con su proyecto Camisea– se encuentra bajo ame-naza ante la posible llegada al poder de Ollanta Humala, un militar retirado que ha anunciado una nacionalización de los proyectos en marcha. Tan solo queda Trinidad y Tobago en franco crecimiento y aviva el paisaje.

Latinoamérica (excluyendo a México), tiene el 4% de las reservas probabas de gas en el mundo. Produce alrededor de 125.000 millones de metros cúbicos (MMC), cercano al 11% de la producción mundial mientras consume cerca de 120.000 MMC.

La AIE estima que la región necesitará entre 1.5 y 1.8 bi-llones de dólares en nuevas inversiones en el sector energé-tico antes de 2025 para afrontar el incremento de la deman-da. Esta inversión involucra exploración, desarrollo y construcción de gasoductos, terminales para GNL, así como nuevas centrales eléctricas y redes de distribución8.

Chile es el país más dependiente de las importaciones. Importa cerca un 70% de su consumo energético, y de-pende del gas argentino, es decir, 20 MMC, que hasta hace muy poco proporcionaba la energía para el 20% de su electricidad. Chile tiene sólo 25.000 MMC de reservas de gas y su demanda proyectada hasta 2025 será de 196.000 MMC.

Argentina es un fuerte exportador de gas y es el mayor productor de América Latina con unos 45.000 MMC producidos en 2005. En este momento, presenta difi cul-tades para aumentar su producción y podría convertirse rápidamente en un importador neto de gas si no acome-te inversiones de gran envergadura.

Brasil tiene las terceras mayores reservas de gas de la región, con un billón de metros cúbicos, con buen po-tencial si incrementa sus actividades de exploración, pero en el corto plazo sigue siendo un importador neto importante.

GTLCostos por fuente y Concepto Proceso de refinación

Costos comprados para producir un barril de diesel fuelGTL vs proceso de refinacíon

Las grandes reservas de gas en el continente están ubica-das en la zona andina y la fachada caribeña, particularmen-te en Trinidad y Tobago, Venezuela, Bolivia y Perú. Estos países tienen más potencial para exportar gas a corto y medio plazo, mientras que los países del Cono Sur (Argen-tina, Brasil y Chile) buscarán soluciones para integrarse con los países andinos. Solo Trinidad y Tobago está claro en cuanto a su política energética. El resto de los países con reservas viven una constante crisis político constitucional existencial y, a los ojos de los inversionistas, inútil, lo que aleja las posibilidades de proyectos exitosos.

Luego de las crisis eléctrica de Brasil en 2001-2002 y la del gas en Argentina en 2003-2004, la dinámica se ha vuelto cada vez más compleja y decepcionante9. Los cambios políticos en Bolivia desviaron momentáneamen-te el interés de los países del Cono Sur hacia Perú y el “gran anillo de gas” de Sudamérica10.


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Pero este “anillo” está rodeado de dudas y problemas. En primer lugar, si bien las reservas de Camisea han re-sultado signifi cativas (unos 187.000 MMC de gas), la fu-tura demanda de GNL de Norteamérica compite con la del Cono Sur y se duda que sean sufi cientes. Adicional-mente, no se puede entender a Camisea sin estar comple-mentado con el gas boliviano. Para muchos, Camisea es un proyecto que debería estar orientado a Chile y el Pa-cífi co norteamericano más que para el Cono Sur, pero la posible llegada al poder de Humala tal vez ponga en riesgo esta opción.

Venezuela, por su parte, ha lanzado su plan de un nue-vo gasoducto continental. Este “gran gasoducto del sur” llevaría, en principio, 140 MMC diarios a los países del

Capacidad de importación y exportación de losEstados Unidos, vía gasoducto, desde y hacia Canadá y México

1998 - 2007

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2007200620052004200320022001200019991998

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500

Capacidad de importación y exportación de losEstados Unidos, vía gasoducto, desde y hacia Canadá y México

1998 - 2007

Potencial exportación EE.UUActual exportación EE.UU Actual importación EE.UU

Potencial importación EE.UU

BTV

4 Seis de los nueve proyectos de GTL confi rmados están localizados en Qatar bajo asociaciones con importantes com-pañías internacionales, que se han favo-recido con esta apertura debido a que ingresan estas reservas en sus balances y sirven de soporte a sus actividades. Para 2011, Qatar producirá cerca de 394.000 barriles por día de productos GTL, es decir, el equivalente a un 68% de la nueva capacidad proyectada. Qatar ofrece condiciones tributarias que permi-ten un benefi cio al Estado y no desmoti-van el ingreso de nuevos inversionistas. Adicionalmente, ofrece un ambiente de seguridad e infraestructura comunicacio-nal y logística de gran envergadura. Adicionalmente, ha desarrollado un plan maestro para expandir su puerto y do-blar el tamaño de su Ciudad Industrial de Ras Laffan de 39 a 77 millas cuadradas para así albergar cerca de 7 proyectos de GTL, 16 Trenes de Producción de GNL, 5 plantas de procesamiento de gas, entre 6 y 7 plantas de etilenos y una variedad de otras industrias de gas. Al respecto ver: Energy Information Administra-tion, Energy Outlook 2005.

5 Solo 1% del consumo total gasífero fue importado fuera de la región.

6 Los planifi cadores y constructores captaron la señal del Katrina. Los traba-jos de ingeniería para evitar nuevos riesgos mayores en este caso son de suma importancia.

7 Esta Terminal es sumamente estratégi-ca. Se planifi caba que tarde o temprano el gas que se iba a recibir en la misma procedería de Bolivia. Hasta ahora eso no es posible. De allí la importancia de Bolivia para EEUU, pero también del gas venezolano que redireccionado hasta Colombia o vía Panamá, podría alimen-tar una de las economías más importan-tes del mundo. No está clara así cuál gas recibirá esta última Terminal.

8 Isbell, Paul. El gas: Una cuestión con-fl ictiva en América Latina en Cuader-nos de Energía, Nº 12, marzo 2006.

9 “El caso argentino fue emblemático. Cuando el peso se devaluó, el Gobierno convirtió las tarifas de gas a la devaluada moneda nacional y las congeló. El precio del gas (que se utiliza para la mitad de la

mezcla energética argentina) cayó un 67%. Al recuperarse la economía del gran crack de 2002, la demanda energé-tica aumentó sustancialmente. Pero la oferta seguía estancada por la falta de nuevas inversiones provocada por la incertidumbre jurídica. En 2004, las re-servas probadas ... estaban un 35% por debajo de sus niveles de 2000. Para ga-rantizar el suministro interno, el Gobier-no argentino cortó las exportaciones a Chile ... estuvo a punto de provocar una crisis energética. Sólo fue evitada por las torrenciales lluvias chilenas, que genera-ron temporalmente un aumento de la producción hidroeléctrica. Aunque Ar-gentina ha permitido la subida de las tarifas para los grandes consumidores industriales, los precios residenciales siguen controlados, manteniendo la incertidumbre respecto a las inversiones y la oferta en Argentina y amenazando a la futura seguridad energética de Chile” (Isbell, 2006).a

10 “Este proyecto alternativo fue anunciado en junio de 2005 –justo después de la adopción de la nueva ley boliviana– por los países de MER-COSUR. Incluye un nuevo gasoducto

para llevar el gas desde el gran cam-po peruano de Camisea a través de los Andes a Chile, donde enlazaría con la red de gasoductos de Brasil y Argentina, suministrando gas a to-dos los países del sur del continente. Este ´gran anillo´ implicaría una in-versión de por lo menos $2.000 mi-llones y, de llevarse a cabo, sería un gran paso hacia adelante en la inte-gración energética del Cono Sur y la resolución de su crisis gasista” (Isbell, 2006).

11 Se debe recordar que a distancias mayores de 3.000 Km de gasoducto es más rentable licuar el gas. La tecnología GTL incrementa la renta en este sentido. Venezuela debería concentrarse en cons-truir un gasoducto rentable al nordeste brasileño, uno que llegue al Pacífi co colombiano, construir plantas de GNL tanto en Venezuela como en Colombia, e incluso Panamá, que ayuden a llegar con más efi ciencia a sus mercados. Esto unido a asociaciones claras y competiti-vas con Trinidad y Tobago.

Cono Sur. Es evidente para muchos que llevar gas desde el Caribe venezolano hasta Buenos Aires es un plan su-mamente ambicioso y poco viable. Si bien el recorrido de este gasoducto proyectado no está completamente defi -nido, se espera que pase por el nordeste de Brasil para llegar fi nalmente a la red argentina existente.

La lógica apunta que este gasoducto no llegará sino al nordeste brasileño desde donde podrá conectarse al resto del sistema de interconexión de ese país. De allí saldrá reinyectado al mercado de este país y probablemente, si la estructura de costos lo permite, podría llegar al resto del Cono Sur, pero manejado por un consorcio muy plu-ral donde Venezuela –la dueña del recurso– no tendría mayor participación rentística que la que tendría dirigien-

Capacidad de importación y exportación de los Estados Unidos, vía gasoducto, desde y hacia Canadá y México. 1998 - 2007


MIL

LON

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ÚB

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ÍA

do dicho gas en forma de GNL al mercado norteamerica-no, mucho más cercano y más rentable.

Brasil, podría convertirse con el tiempo en un reex-portador del gas venezolano si aplica tecnología GTL11. Se duda en tal sentido, de la orientación aparentemen-te “nacionalista” de dicho proyecto motorizado por Caracas. El interés de Buenos Aires y Brasilia de incor-porar más socios radica en que el Cono Sur podría aprovechar del gas venezolano con fines económicos rentísticos con posibles daños al patrimonio venezola-no, pero convirtiendo al Cono Sur en una potencia energética o en el Moscú del Hemisferio Occidental con capacidad para manejar hidrocarburos dentro de su particular juego geopolítico. Venezuela, en este caso, perdería su mejor carta de negociación si se aleja del mercado de importación de GNL y GTL norteamerica-no. Con lo cual, no se quiere decir que el mercado del Cono Sur sea prescindible, sino que debería ser una pieza más de la geopolítica energética venezolana y no Venezuela una pieza de la geopolítica energética de Brasilia o Buenos Aires12.

Pero aún así, las mismas dudas respecto a la sufi cien-cia de las reservas peruanas para garantizar fl ujos hacia el gran anillo energético pueden aplicarse a las reservas

venezolanas13. A esto se le debe sumar el peso tributario de un Estado no muy efi ciente como el venezolano y con un Jefe de Estado con marcado carácter populista e imprevisible.

2.3 EuropaEn la Unión Europea el gas natural sirve para atender cerca del 25% de sus necesidades de energía primaria. Este mercado se ha desarrollado prácticamente en los últimos 40 años y el ritmo de crecimiento de la de-manda ha sido superior al del resto de las energías primarias convencionales. Pero tanto el porcentaje de crecimiento como su importancia en la balanza ener-gética son muy diferentes de un país a otro dentro de la Unión.

En países como Holanda y el Reino Unido el gas natu-ral supone casi la mitad del consumo de energía primaria, y en otros como Grecia, Portugal y Suecia este recurso no llega al 10% de la matriz energética. Esto es una conse-cuencia de su disponibilidad, pero es también debido a la cercanía de los yacimientos y a la mayor o menor in-tegración de los mercados en las redes europeas de ga-soductos. De hecho, la falta de conexiones con estos grandes gasoductos ha obligado a los países periféricos


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del sur de la Unión a buscar medios alternativos de sumi-nistro, y a tener que acudir al GNL.

La cuota del gas natural sobre el total de energía pri-maria en la Unión Europea pasaría del 23% actual al 26% en 2010, y al 30% en 2020. De esta previsión de la AIE hay que destacar el crecimiento de la demanda de gas para generación eléctrica. Cerca de un 40% de la demanda total se destinará a este fi n en el año 2020. Por su parte, las previsiones de la Comisión Europea respec-to al papel del gas natural en la generación eléctrica son aún superiores. El Libro Verde sobre seguridad de sumi-nistro de energía considera que casi la mitad de la ener-gía eléctrica producida en la Unión Europea al fi nal del período considerado, es decir en el año 2020, se hará a partir del gas natural.

El Mar del Norte es lógicamente el primer campo de producción y la principal fuente de suministro a Europa Occidental. La producción de gas tiene una tendencia ascendente, y entre Noruega, Holanda y el Reino Unido fl uye más del 80% de la misma. Es posible que dicho fl ujo inicie su descenso al fi nal de la presente década, lo que asociado al rápido crecimiento previsto de la deman-da interna, hará que aumente sensiblemente la depen-dencia del suministro de países terceros. En consecuencia, este nivel de dependencia, hoy del 34%, pasaría a ser del 45% en 2010 y del 60% en 2025. Ahora bien, si se des-cuenta la producción de Noruega, estrictamente el país tercero respecto a la Unión Europea, los niveles de depen-dencia serían del 58% en 2010 y del 75% en 2025.

El eje Moscú-Berlín vuelve a llamar la atención. Esta vez no es para repartirse el Báltico y Polonia como lo harían en otoño de 1939, sino para concretar lazos ener-géticos y el gas juega un rol predominante. Rusia cuenta con las mayores reservas de gas del mundo, un 35% del total de las reservas probadas, y puede aumentar su capa-cidad de exportación en cantidades sufi cientes para atender buena parte del aumento de la demanda en la

Unión Europea y en los países candidatos al ingreso a dicha unión. De hecho, 75% de su consumo es satisfecho con gas procedente de Rusia y el resto con producción propia y con importaciones de GNL de Argelia. Noruega, por su lado, puede multiplicar por dos su capacidad de exportación durante la presente década, e incluso aportar GNL desde el Mar de Barents.

Argelia, el otro gran proveedor actual, tiene reservas para mantener durante 40 años el nivel de producción de hoy en día y está reforzando sus medios para mantenerse como el segundo suministrador a la Unión Europea du-rante muchos años.

La lógica apunta que mientras Noruega y Rusia pue-dan atender las importaciones que requieran los países del norte y centro de Europa; Argelia y los suministra-dores mediterráneos pueden cubrir la demanda de los países del sur14.

En cuanto a la capacidad de recepción de GNL europea se debe especifi car que tiene ocho plantas, seis de ellas en el Mediterráneo.

Ciertamente, mientras los países del norte de África con gasoductos a Europa tengan sufi ciente disponibili-dad de gas para la exportación, será difícil que los sumi-nistradores de GNL consigan una cuota signifi cativa del mercado. Si bien los costos del GNL son aceptables, el transporte por gasoducto otorga margen sufi ciente para reducir precios. A pesar de todo, el mercado de GNL se desarrollará necesariamente en el futuro a medida que se vayan agotando las fuentes más cercanas y que el alargamiento de la cadena de suministro encarezca el transporte por gasoducto.

Potenciar ahora el mercado de GNL depende, al igual que en el caso de la diversifi cación de fuentes, de la valoración política de la ecuación costo del gas/seguri-dad de suministro. Por otro lado, la conexión de todos los mercados de Europa a las grandes redes transeuro-peas de gasoductos es la inversión que más facilitaría la


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vertebración de un mercado interior único. La interco-nexión de las principales fuentes de suministro a través de la red que cruce a Europa sería una buena garantía ante interrupciones temporales de alguno de los pro-veedores15.

2.4 ÁfricaEl consumo de gas natural de África podría crecer cerca de un 4% interanual entre 2005 y 2025. Esta es una tasa superior al 2.7% del crecimiento del consumo petrolero africano y al 1.6% del carbón. El consumo de gas supe-rará al de carbón en 2025, pero probablemente seguirá a la zaga de los derivados del crudo. Los tres sectores eco-nómicos esenciales, es decir, el industrial, residencial y eléctrico, se encargarán por parte iguales de absorber dicho crecimiento. Aún así es todavía muy común ver como se desperdicia el gas asociado en los campos petro-leros, pero esto ocurre por la falta de infraestructura que permita una mayor conectividad entre los yacimientos y el potencial consumidor fi nal.

A pesar de la continua inestabilidad en buena parte de los países de la región, el clima de inversiones es relati-vamente aceptable para muchos inversionistas extranje-ros, especialmente en Egipto, Libia, Argelia, Nigeria y otras partes de África Occidental.

Argelia, por su parte, es actualmente el principal su-ministrador de gas en la cuenca del Mediterráneo. Cuenta con abundantes reservas, y con la capacidad de situar grandes cantidades de gas en Europa en forma muy competitiva. La red de transporte argelina de gas está actualmente unida a la europea a través de dos gasoductos: el Magreb-Europa (GME) y el Transmed. Tiene dos plantas de licuefacción, con una capacidad de exportación de GNL equivalente a 26 billones de metros cúbicos (BMC). Se encuentra aún en planes la idea de ampliar esta capacidad mediante la construcción de dos nuevos gasoductos: Medgaz (Argelia-España) y Argelia-Norte de Italia, a través de Cerdeña y Córcega.

El segundo exportador mediterráneo es Libia, con una planta de licuefacción y exportación de gas en Marsa-el-Brega, con capacidad actualmente limitada al equi-

valente a 1 BMC al año por falta de medios para optimi-zar su potencial de producción. Por ahora sólo exporta gas a España, pero existe el proyecto de construir un gasoducto directo a Italia, a través de Sicilia, de entre 10 y 20 BMC de capacidad año, e intención de modernizar la planta de licuefacción citada.

En 2005 Egipto inició exportaciones de GNL desde varias plantas, actualmente en proyecto o construcción. A la vista de sus reservas y capacidad de exportación, será en el tercer gran suministrador del Mediterráneo16.

2.5 Rusia y Asia Central En los países que fueron miembros de la desaparecida Unión Soviética y Europa del Este, el consumo de gas natural en el sector eléctrico puede sobrepasar al sector industrial para 2010. La demanda del gas natural en estos países crecerá a una tasa interanual de un 2.2% en los próximos veinte años. En dicha región el sector eléctrico constituirá cerca de un 60% del total incre-mento estimado para este período.

Las antiguas repúblicas soviéticas alojan cerca de un 35% del total de las reservas de gas natural del mundo y son mucho más dependientes que los países de Europa Oriental. Cerca de un 50% del consumo primario total de energía de estas repúblicas es gas natural, mientras que en Europa Oriental esta proporción corresponde a un 23%. La producción de gas natural en las antiguas repú-blicas soviéticas crecerá en una proporción anual superior al 2% entre 2005 y 2025, y sus exportaciones se incre-mentarán para representar un 25% del total de produc-ción al fi nal de mismo período. Actualmente, esa cifra se centra en un 19%.

A pesar del desmantelamiento del gigante Yukos, compañías extranjeras occidentales han incrementado sus inversiones en el sector gasífero aguas arriba.

Gazprom, con una participación estatal rusa masiva, es la guía en el sector, con múltiples yacimientos en Siberia Oeste y al sur de Rusia haciéndose mayor énfasis en el campo Shtokmanovskoye.

Rusia está concentrada en convertirse en el principal exportador de gas para Eurasia y América del Norte. Y es

Potencial de exportación adicional de GNL a la UniónEuropea (en BMC)

Egipto

FUENTE: Assessment of Internal and External Gas Supply Options. Tomado de Moraleda García de los Huertos, 2003

12 Para ajustar esta aprecia-ción, se debe entender que Buenos Aires y Brasilia mane-jan políticas energéticas com-plementarias. Es decir, nunca dependerán de una sola fuen-te como el gas venezolano o boliviano, constantemente desarrollan la idea de la diver-sifi cación de las importaciones de energía y de su matriz ener-gética. Así que más pierde Venezuela concentrándose exclusivamente en este proyec-to que el Cono Sur.

13 “Para mantener las tarifas de transporte al mismo nivel que Brasil actualmente paga por el gas boliviano, Vene-zuela ... tendrá que aumentar sus propias reservas de gas. Aunque el país mantiene que sus reservas suman 4,5 billo-nes de metros cúbicos, solo el 10% no está asociado a reser-vas de petróleo. De todas formas, el Gobierno venezo-lano también dice que el país va a aumentar su consumo interno en unos 60 MMC/d antes de 2012” (Isbell, 2006).


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muy posible que lo logre si se involucra en una mayor apertura al inversionista extranjero. Uno de sus planes más ambiciosos es establecer una moderna plataforma de exportación de GNL en los puertos “más templados” del norte para así en 9 días de navegación poder llegar a tierra norteamericana. Esto desde ya signifi ca una competencia signifi cativa para potenciales exportadores tanto en el Mediterráneo, el Golfo Pérsico y el Atlántico.

2.6 Lejano Oriente y el Pacífi coEn Japón, el gas natural muestra el crecimiento de la demanda más llamativo de la región, el cual se incremen-tará en un promedio anual de 1.5%, es decir desde unos 2.8 BPC en 2005 a unos 3.8 BPC en 2025. El consumo de gas en el sector industrial crecerá cerca de un 3.4% inte-ranual entre 2005 y el 2025. Aún así, el sector eléctrico sigue siendo por ahora el principal consumidor de gas natural, pero se espera un declive en su participación en el consumo total desde su actual 71% a un 67% en 2025 (AIE, 2005).

En Australia y Nueva Zelanda, el sector industrial es el usuario predominante de gas y se proyecta que para fi -nales de 2025 llegue a un 50% del total consumido en ambos países. De la misma forma, el gas natural es el combustible con mayor incremento en el consumo ener-gético total y se espera que un 13% del mismo sea asu-mido por el sector eléctrico pero tendrá un modesto crecimiento dentro de éste por el peso que tiene el carbón en su matriz de consumo primario. Aún en 2025, el car-bón tendrá un 73% del consumo energético total en estos países (AIE).

En China, el gas natural es actualmente un combus-tible de uso minoritario en su matriz energética, repre-sentando cerca de un 3% del total del consumo prima-rio en 2005. Pero el crecimiento de este país hará que su consumo crezca en un promedio anual de 7.8%, uno de los más altos del mundo y que implicaría un creci-miento de los actuales 1.2 BPC a 6.5 BPC en 2025. Solo la generación de energía nuclear podría crecer más rápidamente en forma interanual (10%). El consumo de gas natural en el sector residencial de China se duplicará para 2010 con suministros procedentes des-de Rusia y Kazajastán.

Una vez consolidados otros gasoductos proyectados el crecimiento del consumo de gas en China será aún mu-cho mayor, especialmente en cuanto a la generación de electricidad (AIE, 2006).

En India, así como en China, el gas natural es actual-mente un combustible de uso no muy signifi cativo, re-presentando solo un 6.5% del consumo total energético. Igual que en el caso de China, se prepara para conver-tirse en un importador neto de gas. El consumo de gas en la India crecerá en un promedio interanual de 5.1%, aumentando desde un 0.9 BPC en 2005 a unos 2.8 BPC en 2025. El sector eléctrico ocupará un papel importan-te, siendo responsable de cerca de un 70% de dicho aumento (AIE).

En Corea del Sur, el crecimiento está pautado en una tasa interanual de 3.7% entre 2005 y 2025. El sector residencial es el consumidor predominante de gas con un 37% del total, seguido por el sector eléctrico con un

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33%. Se espera que el sector industrial incremente el uso de este recurso en un 7% interanual entre 2005 y 2025 (AIE).

En 2015, la mayor parte del consumo de gas estará con-centrado en el sector industrial, superando al residencial y eléctrico. El aliciente de los altos precios petroleros ha im-pulsado a Corea del Sur a realizar este movimiento. Obser-vados en BTU, el porcentaje del consumo industrial de gas en el consumo gasífero total ascenderá desde el actual 5% a un 16% en 2020, mientras que el porcentaje que ocupa el crudo en el mismo renglón disminuirá del actual 58% a por debajo de un 50% en el mismo período.

14 “La dependencia del exterior no debería representar un proble-ma en sí mismo para la seguridad de suministro, sino una oportuni-dad para la cooperación interna-cional... No hay razones para des-confi ar de los actuales suministradores: Argelia y Libia, por ejemplo han mantenido un abastecimiento ininterrumpido de gas a Europa desde hace 30 años, a pesar de los cambios y vicisitu-des políticas y sociales ... Quizás en circunstancias más extremas podrían darse interrupciones

momentáneas en el suministro, pero no es probable que perdura-ran ya que sus exportaciones de hidrocarburos suponen más del 90% de sus ingresos. En este sen-tido, su dependencia de Europa es aún mayor que la dependencia de Europa de ellos” (Moraleda García de los Huertos, 2003).

15 En los planifi cadores europeos corre la idea de una red de gasoduc-tos que uniera los mercados escandi-navos con los yacimientos del Mar del Norte y con los de Rusia (Nordic Gas

Ring); una red que enlazará los mer-cados mediterráneos con los yaci-mientos del norte de África y la Unión de ambos anillos, lo cual no solo contribuiría defi nitivamente a la segu-ridad de suministro en Europa sino a la Constitución del mercado único del gas. Eso está en camino.

16 La importancia geoestratégica del Mar Mediterráneo en el mercado internacional de gas natural radica en su importancia como zona de tránsito e intercambio de gas y GNL. Por otra parte, países de la Cuenca

Atlántica, como Nigeria y Trinidad y Tobago, encuentran también en el Mediterráneo un importante centro de distribución de GNL.

17 Esta cifra es la que maneja el Oil and Gas Journal. BP maneja la cifra de 6.337,4. Ambos pueden ser con-siderados como aproximados válidos.


El gas natural seguirá siendo la fuente

energética con mayor crecimiento

en la dieta energética primaria global.

En términos agregados, y luego

de estudiar los mercados regionales,

se coincide en que el porcentaje in-

teranual de crecimiento del consumo

gasífero global será de un 2.3%,

lo cual comparado con la tasa que

registrará el crudo (1.9%) y el carbón

(2.0%) le ayuda a mantener el liderato

del crecimiento. Observado en térmi-

nos brutos el aumento del consumo

de gas natural será de un 70%, es

decir, pasará de los actuales 92 BPC

a unos 158 BPC en 2025

En otros países de la emergente Asia, el consumo de gas natural crecerá en un promedio anual de 2.9% en 20 años. Se espera que la penetración del gas en los sectores resi-dencial, comercial y de transporte no crezca mucho y se mantenga por debajo del 10% de la matriz energética primaria. En este caso, ciertamente, la infraestructura de procesamiento y de conectividad para el gas natural se encuentra fragmentada y requiere de múltiples inversio-nes (AIE).

2.7 Medio OrienteEl consumo de gas natural en esta zona se duplicará entre 2005 y 2020 en el marco de distintos programas energéticos en la región que coinciden en llegar a la sustitución del crudo como fuente energética primaria. En este momento, el gas cubre un 39% de la matriz energética, mientras que el petróleo un 53%. Se espera que para 2020 la proporción sea 45% contra 48%. El mayor peso lo tendrá en el sector eléctrico y sobre todo en el industrial con un 4% de crecimiento interanual (OPEP, 2005).

La realidad es que los países exportadores de petróleo prefieren llenar su consumo doméstico con el gas natural para así tener crudos disponibles que puedan ser expor-tados. Igualmente mucho de los países ricos en gas están desarrollando proyectos para así “monetizar” dichas fuentes, especialmente mediante a conversión a GNL y el desarrollo de proyectos GTL. Qatar, tal como ya se ha indicado, lidera estas iniciativas.


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3. PERSPECTIVASEl gas natural seguirá siendo la fuente energética con ma-yor crecimiento en la dieta energética primaria global. En términos agregados, y luego de estudiar los mercados re-gionales, se coincide en que el porcentaje interanual de crecimiento del consumo gasífero global será de un 2.3%, lo cual comparado con la tasa que registrará el crudo (1.9%) y el carbón (2.0%) le ayuda a mantener el liderato del crecimiento. Observado en términos brutos el aumento del consumo de gas natural será de un 70%, es decir, pa-sará de los actuales 92 BPC a unos 158 BPC en 2025, te-niendo al mismo tiempo un incremento en su participa-ción en el consumo energético primario total (medido en BTU) desde los actuales 23% a un 30% a finales de 2025.

El sector eléctrico tiene el mayor peso en el aumento del consumo de gas. El incremento más alto de este consumo se observará en las economías de Europa Orien-tal y la antigua Unión Soviética –con una expansión de un 63%– y las economías emergentes de Asia, que prác-ticamente triplicarán su consumo para el año 2025. En las economías desarrolladas, donde los mercados de gas están consolidados, el crecimiento interanual será más modesto y promediará para el mismo período un 1.6%, estando el mayor peso de este crecimiento en la región norteamericana.

El mayor problema que pueden presentar estos merca-dos regionales –especialmente los maduros y los emer-gentes asiáticos– es que se incrementará la dependencia comercial de este recurso. En 2005, las economías desa-rrolladas contabilizaron cerca de un 40% de la produc-ción de gas natural y 50% del consumo mundial total. En 2030, la producción en manos de estas economías cubrirá un 29% del total mundial y el consumo será de un 43%. Esto implicará un aumento del comercio inte-rregional de gas y sobre todo el desarrollo del mercado del GNL y GTL (AIE, 2005). Quién desarrolle plantas de GNL y GTL en este momento llevará el liderazgo en el

mercado, y en eso tanto Qatar como Trinidad y Tobago llevan la delantera.

Las reservas probadas de gas a nivel global se ubican en uno 6.040 BPC, lo que implica –contando con la produc-ción total hoy existente (2.691 MMC), las estructuras de costos, precios vigentes y tecnología reciente– que que-darían en la relación reservas/producción una tasa de 67 años de reservas de gas17.

El mayor peso de estas reservas se encuentra en Rusia, los países de Asia Central, Golfo Pérsico y África. Las principales inversiones en cuanto a exploración y desa-rrollo se encuentran en Qatar, Trinidad y Tobago, Arabia Saudita y se espera un despeje de la situación política para poder invertir con fuerza en Irán y Venezuela, así como una mayor apertura en Rusia. Solo en Rusia, Irán, Qatar y Venezuela están concentradas cerca de un 60% de las reservas probadas existentes. La existencia de estas fuen-tes supone la determinación de una posible extensión de zonas de amplia comercialización. El eje Venezuela-Tri-nidad y Tobago como punto de suministro a Norteamé-rica. Bolivia y Perú para el cono sudamericano. Irán, Qatar y Rusia para Eurasia.

El U.S Geological Survey ha establecido que probablemen-te existen reservas probables cercanas a los 4.301 BPC de gas. La mayor parte se encuentran lejos de los desarrollos de conectividad existentes: en los países de la ex Unión Soviética, Medio Oriente, el norte de África y 25% en el continente americano.

El futuro para los países con reservas está al alcance. Algunos lo han asumido con responsabilidad, sin olvidar la historia y orientados al mayor éxito posible. No existen excusas para obviar que el futuro está definido por las necesidades del mercado y la atracción de inversiones. El desarrollo de estas reservas resultan un desafío para paí-ses como Qatar, Irán, Rusia, Arabia Saudita, Venezuela, Argelia, Bolivia y Perú, entre otros. No asumirlo sería un gran desacierto histórico. | PYV |

180160140120100806040200 1980 1990 2002 2010 2015 2020 2025

Consumo de Gas natural a nivel mundial.Entre 1980 y 2025

FUENTE: Energy Information Administration. International Energy Outlook, 2005.


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ComentarioPYV | AUTOR VICENTE SÁNCHEZ IGLESIAS |

El gobierno venezolano tiene planteado un proyecto de un gasoducto en Sudamérica para atender los mercados de Brasil y Argentina. Vale la pena analizar si Venezuela tiene el gas necesario para llenar el gasoducto. El país

ocupa el octavo lugar en reservas de gas natural, con re-servas probadas de unos 148,9 billones de pies cúbicos (BPC, 1012 PC). Sin embargo, de estas reservas, 135,4 BPC son de gas asociado a petróleo, es decir, su beneficio se obtiene conjuntamente con la producción de petróleo, y el resto de los 13,5 BPC son de gas libre, cuyos yacimien-tos y proyectos están muy poco desarrollados. Pero no solo este perfil de reservas es particular, sino que la dis-tribución geográfica igualmente presenta un desbalance entre los 104,5 BPC (70%) en el Oriente del país, 34,4 BPC (23%) en Occidente, con 3,6 BPC en la plataforma Delta-na y 3,7 BPC en el norte de Paria y 0,2 BPC en la región sur.

En cuanto a su uso, la industria petrolera nacional consume un 70% del gas que produce para su proceso de reinyección en los pozos y uso local y el 30% restante se envía al mercado interno.

Para el proyecto del gasoducto, Venezuela tendría pri-mero que invertir miles de millones de dólares para ex-plorar y desarrollar las reservas gasíferas y así cubrir el volumen de 150 millones de metros3 por día de suminis-tro que lo llene y que se estima como volumen mínimo para justificar los costos de inversión.

Ningún gasoducto tiene sentido técnico, ni económi-co, más allá de los 3.000 Km sin que pueda servir a lo largo de su recorrido volúmenes de gas que aporten ventas y paguen la inversión. Más aún, este gasoducto tampoco tiene sentido ecológico, por la enorme inter-vención de la selva amazónica que generaría; tampoco estratégico, por los recursos ya existentes y en desarrollo en la región (solamente Bolivia posee reservas de 24 billones de pies cúbicos de gas libre y Argentina otros 27 billones de pies cúbicos).

Será poco factible que alguien financie un proyecto con elevadísimos riesgos en todas las dimensiones.

Gasoducto del Sur no tiene sentido técnico, económico, estratégico ni ecológico

También debemos estar al tanto de las inversiones que planea Petrobras en la zona sureste de Brasil para el de-sarrollo de reservas de gas con inversiones cuantiosas ($18.000 millones, según Gerente de Finanzas de Petro-bras) durante los próximos años, más los aportes en la misma región que haga Bolivia en el desarrollo de sus reservas de hidrocarburos.

Es indiscutible que Venezuela tendría una posición mucha más competitiva y asegurada en el futuro negocio del gas si se embarcara en la producción de Gas Natural Licuado (GNL), para envasarlo y enviarlo por buques a los sitios de consumo, en conjunto con la ampliación de las redes nacionales –para satisfacer el déficit de occiden-te– y en combinación con sistemas eficientes de genera-ción distribuida en aquellas regiones donde lo justifique la actual infraestructura eléctrica o su ausencia.

Esta estrategia posee mejores opciones de oferta a una mayor variedad de clientes a nivel mundial, grandes centros de consumo y serían las fuerzas de un mercado seguro las que asegurarían la captura de un mejor valor para el país.

Las tendencias actuales en el comercio mundial de gas natural a grandes distancias, favorecen los proyectos de licuefacción de gas natural y su suministro a los centros de consumo por medio de buques de GNL. | PYV |

“Las tendencias actuales en el

comercio mundial de gas natural

a grandes distancias, favorecen

los proyectos de licuefacción de

gas natural y su suministro a los

centros de consumo por medio

de buques de GNL.”

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Diego González“El eliminar los Convenios Operativos,

convertirlos en Empresas Mixtas, es totalmente negativo para Venezuela”

| AUTOR ELIZABETH OSTOS |

FOTOS: PEDRO J. REYP E T R O L E O Y V | 33 |

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El ingeniero Diego González conoce a fondo a la Industria Petrolera venezolana. Durante 38 años trabajó en varias empresas y culminó su pasantía en la administración pública en PDVSA, entidad de la que se jubiló en el año

2001. Desde su actual posición de asesor a consorcios nacionales e internacionales, e incluso desde el área académica, y en sus artículos de opinión González aler-ta al país sobre lo que él considera es el rumbo equivo-cado que sigue la actual gerencia del Ministerio de Energía y Petróleo y de Petróleos de Venezuela.

“Algunos colegas afectos al oficialismo me acusan de neoliberal y de apoyar las posturas del Imperio. Yo les respondo: soy venezolano y quiero lo mejor para mi país y para el futuro de nuestros descendientes. Esta es una nación petrolera y debemos ser eficientes y responsables en el manejo de nuestra Industria y de todos sus negocios asociados”.

En conversación con PETRÓLEO YV, Diego González analiza los cambios que se están propiciando en el mo-delo de negocio petrolero y en la concepción de la “nue-va PDVSA”.

Definitivamente, PDVSA no es ni será lo que era antes. En sus primeros 23 años tuvo siete presidentes y en estos siete años del actual Gobierno han pasado por la presi-dencia de la empresa más importante del país siete personas.

Sobre la aperturaComenta el ingeniero González que el proceso de la Apertura Petrolera se produjo en un contexto de muy bajos precios del petróleo, “en 1992 cuando se comienza a trabajar en la apertura se retoma la idea de que Vene-zuela vuelva a establecer contactos con las empresas pe-troleras mundiales. Luego de la nacionalización del año 1976 no había relación alguna entre el país y sus antiguos socios. En esa nueva etapa el Gobierno tenía que emitir señales que ofrecieran confianza a las corporaciones trasnacionales (...) había que idear un mecanismo de atracción de potenciales inversionistas y aunque fue un intento de apertura algo tímido, se retomó el contacto.

“En la segunda etapa de la Apertura, en el año 1997, el proceso fue más abierto y exitoso en un ambiente de precios bajos del petróleo, el país tenía una fuerte debili-dad económica, había muchas deudas, y no había certeza de la cantidad de crudo extrapesado que había en la Faja Petrolífera del Orinoco. Evidentemente que había que ofrecer ventajas competitivas a las empresas que se inte-resaron en invertir a riesgo en Venezuela”, subraya el entrevistado.

PYV. Pero en la actualidad los precios del petróleo están a niveles récords...DG. Exacto. En estos momentos hay una bonanza eco-nómica debido a los altos precios del petróleo. Cuando culmina el Gobierno de Rafael Caldera la cesta de crudo venezolana estaba en $9,38 por barril, precisamente en los tiempos de la Apertura Petrolera. Actualmente, con el barril sobre los 60 dólares prácticamente se obliga al Gobierno a revisar lo acuerdos que se firmaron en años anteriores. Esto no se cuestiona, lo que se critica es el cómo se está haciendo: de una forma compulsiva, ame-nazante, represiva, etc. Eliminar los convenios operativos para, de un solo plumazo, convertirlos en empresas mix-tas, es totalmente negativo para el país.

PYV. El Gobierno asegura que se está haciendo justicia con estos cambios habida cuenta de las enormes ganancias que estaban obteniendo las petroleras que operan en Venezuela.DG. Eso no es tan cierto. Antes, el petróleo era 100% de la nación y las empresas extranjeras eran contratis-tas pues sólo prestaban servicios a la nación y recibían un pago determinado durante un tiempo definido en los contratos y la nación recibía sus ganancias Ahora, PDVSA tiene que estar integrada a todas las fases del negocio, controlar la empresa mixta. Además, es pro-pietaria del 60% del petróleo venezolano cuando antes tenía el 100%. El 40% restante es de la empresa extran-jera. Es obvio que el país pierde.

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PYV. Según las tesis de voceros del Alto Gobierno se está ejerciendo soberanía plena y las empresas extranjeras no seguirán controlando el petróleo venezolano.DG. Cuando la ideología se mete en los negocios se habla de soberanía, de empresas básicas, de rescate de los recur-sos de la patria, etc. Eso es muy bonito para cierta audien-cia, pero en nada beneficia a la nación. En poco tiempo se verá el efecto del cambio en las reglas del juego. Los pozos que antes eran convenios y que ahora serán em-presas mixtas reducirán su producción de crudo. PDVSA no tiene la capacidad para poner a producir a todos los pozos que antes eran operados por empresas que firmaron acuerdos con la nación. Las inversiones que se requieren son intensivas y de largo plazo. Definitivamente, la aper-tura petrolera tal y como fue concedida en los 90 no existe. Desean sepultar este esfuerzo de todos, Gobierno y empresas, por razones ideológicas, complejos y resen-timientos. No se está tomando en cuenta que se trata de una forma de negocios. Subyace que el Estado debe ha-cerlo todo, “tener el control” y las decisiones.

PYV. Si estos cambios afectan tanto los intereses de corporaciones internacionales, ¿por qué se quedan en Venezuela?DG. Hay tres teorías al respecto. Habrá quien piensa que esto (los cambios abruptos en las reglas del juego)es un bluff y que seguirán trabajando en el país como si nada hubiese pasado. Otros creen que esto es insostenible ni en el tiempo ni financieramente y que la situación se va a revertir en algún momento, sobre todo cuando bajen un poco los precios del crudo. Un tercer grupo se pregun-tará, ¿a cuenta de qué me están sacando del negocio? Ellos jamás perderán recursos pese a las presiones y saben que el Gobierno los necesita.

Cuadro fiscalPYV. ¿Cómo es el nuevo marco fiscal petrolero en Venezuela y en qué se diferencia del anterior? ¿Es un avance o un retroceso? ¿Quiénes se benefician?DG. El nuevo marco fiscal movió los porcentajes de rega-lías y de ISLR y creó otros impuestos como el de extrac-ción. Los cambios son un retroceso, porque se están cambiando las reglas del juego de la manera más torpe. No ha habido negociación alguna sino que se impuso el criterio del Gobierno. Ciertamente, al captar más ingre-sos, se beneficia en el corto plazo el Gobierno de turno.

PYV. ¿Con el nuevo marco fiscal, habrá nuevas inversiones en la Faja petrolífera del Orinoco?DG. En el Plan Siembra Petrolera, la Faja se está dividien-do en 27 bloques. PDVSA se reservó 14 para desarrollo propio, le asignó 7 bloques a empresas “estatales” y los 6 restantes los ofrecerá bajo la figura de empresas Mixtas, en el área menos desarrollada (al oeste). Así que hablan-do de inversiones lo que quedará por ver es quienes pueden estar interesados en los 6 bloques de Boyacá, porque los 7 de las empresas “estatales” se manejarán políticamente. Quiero advertir que todas las corporacio-nes extranjeras que trabajan en la Faja seguramente tendrán que cambiar su contrato original, tal y como lo hicieron sus pares participantes en los convenios opera-tivos. De producirse esto, no se estarían emitiendo se-ñales positivas a los mercados y no descarto que alguna empresa acuda al arbitraje internacional en contra de Venezuela.

PYV. ¿Aceptarán las empresas disminuir sus participaciones accionarias? DG. Los que participan en los negocios de la Faja ven con preocupación lo que está sucediendo. Aceptar la dismi-nución en la participación en el negocio no es lo más crítico. Más crítico será disminuir su influencia decisiva en la toma de decisiones; lo más delicado será perder la posibilidad de comercializar esos crudos mejorados que es un negocio medular en la industria petrolera y que requiere de técnicos altamente capacitados.

Sobre el gasoductoEl ingeniero Diego González ha estudiado durante mu-chos años a otro negocio asociado al petrolero: el del gas. A propósito del gran debate que ha generado en Venezue-la la idea del Presidente Hugo Chávez de construir un gasoducto que interconecte a varios países del Continen-te, el experto opinó que tal proyecto no es factible.

“Los estudios serios demostrarán que no es factible económicamente, ni desde el punto de vista ambiental. Es más económico para esos países del Sur importar gas en forma licuada. En cambio, el gasoducto “Colombia-

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Venezuela” es muy sencillo, y lo que está por verse es si el flujo se revertirá en algún momento.

El especialista señaló que, “las estadísticas oficiales más recientes publicadas por el Ministerio de Energía y Petró-leo de Venezuela correspondientes al cierre del año 2003, señalan que las reservas totales de gas natural de Vene-zuela montan a 4,25 millones de millones de metros cúbicos (147.1 billones de pies cúbicos), las cuales deben ser certificadas. Ahora bien, de ese gran total sólo el 10% es gas libre/no-asociado a los diferentes tipos de crudos (10% está asociado a crudos extra-pesados, 10% a pesados, y 80% a medianos, livianos y condensados).

“Como está suficientemente comprobado y aceptado –prosigue González– un gasoducto de la magnitud en análisis no puede sustentarse en el posible uso de gas natural asociado a la producción de petróleo sino que debe contar con el suministro de gas libre/no-asociado. En este caso, las reservas actuales de Venezuela de gas natural no-asociado montan solamente unos 0,42 mi-llones de millones de metros cúbicos (15 billones de pies cúbicos).

“Aún cuando no se ha informado formalmente cuál sería la capacidad y el diámetro del gasoducto anunciado, las experiencias internacionales existentes en distintos Continentes han sido diseñadas en base al transporte de gas natural a tasas de varios centenares de millones de metros cúbicos por día. Un sencillo ejercicio para la ca-pacidad inferior previsible –100 millones de metros cú-bicos diarios, o sea, 0,037 millones de millones de metros cúbicos por año– concluye que las reservas probadas de gas natural libre de Venezuela podrían alimentar tal ga-soducto durante menos de 12 años, suponiendo que la totalidad del gas libre venezolano se destine exclusiva-mente a ese propósito, sin tomar en cuenta la demanda de la industria petrolera, de las refinerías, de la industria petroquímica y del mercado doméstico en el largo plazo. Obviamente, en la medida en que la capacidad de diseño del gasoducto aumente, la vida de las reservas probadas disminuirá proporcionalmente”.

DIEGO GONZÁLEZ CRUZ

Diego González Cruz es inge-niero de petróleo de la Uni-versidad de Tulsa, Oklahoma, Estados Unidos, y de la Uni-versidad del Zulia. También es graduado del Instituto de Estudios Superiores en Admi-nistración (IESA), Caracas. Durante 38 años prestó sus servicios en la industria pe-trolera venezolana. Jubilado en el año 2001, actualmente se desempeña como consul-tor y conferencista a nivel

nacional e internacional. Escribe artículos para varios periódicos, revistas y páginas webs especializadas en ener-gía. Es profesor de post gra-do en las Universidades Si-món Bolívar y Monteávila. Es miembro de la Comisión de Hidrocarburos de Fedecáma-ras, del Consejo Académico del CEDICE, del Directorio del Instituto de Petróleo y Mine-ría, del Consejo Consultivo de la Sociedad Mundial del Fu-turo, capítulo Venezuela y de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo.

PYV. ¿Qué está pasando en Bolivia? ¿Qué consecuencias tendrá allí la nacionalización del negocio del Gas?DG. Nuevamente, complejos y viejos resentimientos han hecho retroceder una política positiva en materia de hi-drocarburos, que le permitió a Bolivia descubrir su po-tencial gasífero. Bolivia perdió una excelente oportunidad de convertirse en una potencia gasífera en Suramérica. Para abastecer con seguridad a las economías más grandes del Cono Sur: Brasil, Argentina y Chile, y eventualmente a Perú. Todo es cuestión de mirar la situación desapasio-nadamente y sin sesgos ideológicos que no propician desarrollo sustentable y el mejoramiento de la calidad de vida de los bolivianos.

PYV. ¿Qué piensa del poco desarrollo de los proyectos gasíferos de Venezuela? ¿Qué pasa con la Plataforma Deltana, el Mariscal Sucre y el Rafael Urdaneta? DG. Estamos en presencia de un retroceso en materia de desarrollo de la industria del gas. Si repasamos la exposi-ción de motivos de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gasesosos (LOHG), la Ley representaba las reglas claras esperadas por los inversionistas para desarrollar los ne-gocios de gas. Hoy estamos en presencia de una propues-ta Estatista que promueve el control del Gobierno en todos los aspectos del negocio. En el caso específico de la Plataforma Deltana, el Mariscal Sucre y en el Rafael Ur-daneta se está actuando de una forma demasiado tímida y conservadora. A ese ritmo no veremos esa producción que se requeriría para abastecer el mercado interno y tener gas suficiente para exportar. El Plan Siembra Petro-lera habla de apenas 11.600 MMPCD para 2012, eso apenas cubre el déficit actual. Las reservas que están en libros datan de muchos años y no son más de 15 TCF, lo cual no es suficiente. La explotación de esas potenciales áreas se facilitaría si se obviaran las barreras ideológicas, los complejos y los resentimientos. Los obstáculos son ideológicos. No se desea hacer negocios con las empresas que no aceptan las condiciones que trata de imponerles el gobierno, que son las que tienen el know-how y los mercados como Shell, ExxonMobil o BP.

PYV. ¿Y en Bolivia? ¿Cuál es la situación del Gas en el Cono Sur?DG. Se están cambiando las reglas a cada momento y esto es muy negativo para el negocio del gas. En Bolivia pasarán cosas diferentes porque ese país está mucho menos prepa-rado que Venezuela para asumir la industria del gas como se ha venido haciendo en Venezuela desde hace 30 años. La situación es difícil, Argentina y Brasil están dependien-do del gas boliviano. Chile no puede contar con ese recur-so y los países más pequeños, Uruguay y Paraguay, tendrán que aceptar las reglas que les impongan. Este es un asunto complejo y delicado... | PYV |

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energiz ando ideas

Sede de Tierra Alta, Sistemas de Producción, SA. Maracaibo, Venezuela

ENERGÍAEMPRESARIAL

Tierra Alta, Sistemas de Producción, SA, abre sus puertas en Maracaibo, Venezuela, como la primera planta en el país de manufactura de pro-ductos de levantamiento artificial para el sector petrolero. Tierra Alta constituye un avance en la sustitu-ción de importaciones, creando productos no solo para el mercado nacional sino también para hacer de Venezuela un líder en el mercado global.Entre los productos que ofrecerá Tierra Alta se encuentran el servi-cio y manufactura de:• bombeo de cavidad progresiva, • bombeo electrosumergible,• pro-rod y flush by, entre otros.Tierra Alta se conformó con un grupo destacado de ingenieros de diseño y aplicaciones, con más de

20 años de experiencia en el mer-cado nacional e internacional, y amplia trayectoria en Venezuela, Colombia, Brasil, México, Rusia y algunos países de Asia. Estarán aportando tecnologías y solucio-nes diseñadas de acuerdo a las necesidades de cada cliente.La empresa Tierra Alta sigue altos patrones de calidad y seguridad, ofreciendo productos de gran ren-dimiento. Además, la empresa se compromete con las labores so-ciales, en ayuda a las comunida-des y las EPS.

TIERRA ALTA DA UN GIRO HACIA LA SOLUCIÓN CORRECTA

La nueva tecnología en Venezuela para el mundo

Tierra Alta, Sistemas de Producción, SA nace de la unión del Grupo Geamsa –parte del consorcio venezolano Lukiven–, y la empresa Tierra Alta Production Systems.

11 de mayo, 2006. Acto de inauguración de Tierra Alta, con la presencia del Sr Antonio Moschella, Presidente de Tierra Alta (izquierda); Ricardo Coronado, Gerente de PDVSA Occidente (medio); y Ronald Lawrence, Vicepresidente de Tierra Alta (derecha).

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ReportajePYV

Nuevamente las tecnologías en materia de perforación, exploración, producción y protección ambiental en Cos-ta Afuera fueron presentadas en la Offshore Technology Conference, –OTC– evento que se efectúa en Houston, Texas, ininterrumpidamente desde 1969 y que este año superó todas las expectativas de sus organizadores, al convocar a representantes de más de 100 países y 50 mil asistentes al día a los tres pabellones de exposición téc-nica y comercial.

Esta importante conferencia global que tuvo como lema principal “Un mar de oportunidades; un océano de conocimientos”, estuvo patrocinada por 12 organi-

zaciones internacionales y sociedades de la industria petrolera de los EEUU.

Se dieron 300 sesiones generales, técnicas y especiales, en donde se abordaron temas relativos a la situación de la industria petrolera offshore en el mundo y sus tendencias, consecuencias y responsabilidad de las empresas globales en el recalentamiento global, seguridad industrial, el im-pacto de los fenómenos naturales en las refinerías y demás centros de procesamiento de crudo, así como las expecta-tivas a mediano plazo de los retos que surgen a futuro y sus posibles soluciones.

OTC 2006Negocios petroleros y globalización al día

FOTOS: EDDIE LINCECUM

| AUTOR ELIZABETH OSTOS |

¿QUÉ DICE ALI AL-NAIMI?

En representación de Arabia Saudita, una de las más numerosas de la OTC 2006, estu-vo presente en la cita mundial su ministro de hidrocarburos, Alí Al-Naimi y en breve contacto con la prensa expresó que, “según estudios y proyecciones serias que maneja-mos, los precios del crudo podrían estabili-zarse a mediados del año 2010, antes no”.Reveló el funcionario que aún persisten problemas estructurales en países desarro-llados que impiden que en estos momentos se estabilicen los muy altos costos del barril de petróleo. “Uno de los asuntos que más preocupa a las empresas petroleras interna-cionales se relaciona con la capacidad de refinación de crudo; este es un problema serio y que aún no se resuelve. Estimamos que en unos cuatro años se podría comen-zar a revertir esta tendencia, en vista de las inversiones que se harán en el sistema mun-dial de refinación”.En cuanto a la producción petrolera, Alí Al-Naimi expresó que, “ésta (la producción) se mantendrá firme en los próximos cuatro o cinco años. Pese a esto, nosotros estamos en capacidad de seguir aumentando nues-tra oferta si el mercado así lo requiere, va-mos a consolidarnos como el primer pro-veedor de crudo del mundo”.

[ e n s a y o ]

P E T R O L E O Y V | 41 |

[ r e p o r t a j e ]

VENEZUELA: NUEVOS NEGOCIOS

Toni R. Barrios, director ejecutivo de Veprox, organismo que promociona las exportaciones petroleras venezo-lanas, dijo a PETROLEO YV que más de 200 empresarios venezolanos asis-tieron a la OTC 2006, “con la inten-ción de no sólo ver la importante ex-posición tecnológica sino para intercambiar con sus pares del mundo experiencias, así como estudiar posi-bilidades de ubicar nichos de exporta-ción de productos nacionales a otros países, siendo un reto para el empre-sariado local el poder colocar lo que generan fuera de Venezuela”.En tal sentido, Barrios anunció que se establecieron convenios concretos con empresas estadounidenses que manejan refinerías en la zona del gol-fo de México y potenciales proveedo-res venezolanos, principalmente de plantas que puedan adaptarse a pro-cesadoras de crudo.En la OTC 2006 también se firmó un

acuerdo de cooperación con la Funda-ción Tabasco de México, “que tiene como meta fundamental los negocios entre empresarios de Venezuela y Méxi-co. Con este acuerdo comercial, preten-demos que empresas de capital venezo-lano presten servicios asociados a la industria petrolera en el estado de Ta-basco, en el contexto del Grupo de los 3, aprovechando que aún está activo”.En representación del Ministro de Ener-gía y Petróleo y Presidente de Petróleos de Venezuela, Rafael Ramírez, asistió a la OTC el vicepresidente de la empresa estatal, Luis Vierma.En conversación con varios medios de prensa, el funcionario aseguró que la propiedad privada está garantizada en Venezuela y que las empresas petroleras estadounidenses son bienvenidas. “En el plan de negocios de la Industria se ha estimado un crecimiento de la produc-ción de crudo a 5,8 millones de barriles diarios para el año 2012; si bien es cierto que la mayoría de las inversiones las hará PDVSA pues queremos generar 4

millones de barriles por día con esfuerzo propio, hay un importante espacio para el capital internacional”. Vierma apoyó la tesis del Gobierno de Venezuela en cuanto al establecimiento de relaciones comerciales y políticas en el mundo “multipolar” y anunció que PDVSA adquirirá varios taladros para apoyar la extracción de crudo en el país.“Las conversaciones están bastante adelantadas en este particular”, dijo Vierma. En relación con las futuras inver-siones de la empresa estatal venezolana, Vierma comentó que se han planificado inversiones por el orden de los $41,2 mi-llardos en los próximos 5 años y medio. “De estos recursos, $21.7 millardos se destinarán a inversiones y $19.5 millardos a gastos operativos de la empresa”.En cuanto a oportunidades de negocios concretas, el funcionario informó que, “en Venezuela hay un abanico de po-tenciales nuevos desarrollos y en el caso específico de nuestra industria se ha estimado la construcción de varias plan-tas eléctricas en el occidente del país y hacia el oriente está el proyecto de in-yección de gas y agua a yacimientos localizados en el estado Monagas; hay espacio y oportunidades para todos pues así lo establece la Constitución de 1999”, sostuvo Vierma.Asimismo anunció que el Gobierno Na-cional tiene las mejores expectativas en cuanto a la exploración y producción de crudo en el proyecto Mariscal Sucre, ubicado al occidente de Venezuela, el cual contempla intensos trabajos en el área de la Costa Afuera.

GASODUCTO DEL SUR

Aún cuando el tema principal de la OTC 2006 se relacionó directamente con tecnologías y desarrollos Costa Afuera, hubo temas que no dejaron de ser debatidos en foros infor-males: la nacionalización de la industria del gas en Bolivia y la propuesta de creación de gasoducto del sur, ambos he-chos asociados con el Gobierno de Venezuela.Sobre el gasoducto del sur, algunos expertos internacio-nales comentaron a PETROLEO YV sobre los altos costos de este megaproyecto, más de 20 mil millones de dólares, y destacaron los eventuales daños que pudiesen generar-se en el medio ambiente amazónico al intentar colocar una tubería de transporte del gas de 8 mil Km, entre otros factores.Según la consultora independiente méxico-americana Veró-nica Guerra, “dudo que el gas que eventualmente pueda trasladarse por el gasoducto del sur pueda venderse a bajo costo, tal y como lo ha ofrecido el Gobierno de Venezuela. Son costos muy altos de construcción y entendemos que no hay ningún estudio previo que sustente esta iniciativa”.Además reveló que en América del Sur existe la necesidad

de interconexión energética, “hay naciones que presentan un alto déficit de gas natural y los costos de surtir de este recurso a industrias y a millones de hogares es bastante elevado; eso no se discute. Lo que se cuestiona es cómo se va a solucionar esta necesidad sin menoscabar intereses y planes de varios países del cono sur”.Guerra citó el ejemplo de la “conexión natural entre Bolivia y Brasil, el trabajo está prácticamente culminado y el poten-cial de distribución de este recurso es de 100 millones de pies cúbicos de gas por día. En este negocio, Argentina tam-bién se vería beneficiada. Ahora, con la nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia y la muy fuerte presión para que se inicien los trabajos del gasoducto del sur no se sabe qué puede pasar; en todo caso los pueblos de Sudamérica no son los más beneficiados de este proceso político e ideo-lógico que rodea decisiones técnicas como la de generación de gas o alguna otra fuente de energía”.

La próxima reunión de la Offshore Technology Conference se efectuará en el Reliant Center de Houston entre el 30 de abril al 3 de mayo de 2007, con el lema “Transformando la Industria”.

[ e n s a y o ]

LA INDUSTRIA QUIMICA Y PETROQUIMICA EN VENEZUELA

¿Nueva legislación para el desarrollo del sector o nuevas Políticas de Estado?– PARTE I –

| AUTOR REINALDO GABALDÓN |

| 42 | P E T R O L E O Y V

FOTO

: AFP

P E T R O L E O Y V | 43 |

[ e n s a y o ]

El autor, vicepresidente de ASOQUIM*,

desea exponer –en vista de los anunciados

cambios en la legislación vigente para

el sector–, la visión que se comparte en

dicho gremio de los factores claves para un

desarrollo industrial exitoso del sector

químico y petroquímico en Venezuela;

describir el papel deseable que debe jugar

el Estado como promotor del desarrollo

de este sector; y realizar algunas contribu-

ciones a lo que pudiera ser el anteproyecto

de una nueva Ley, que ASOQUIM considera

necesario para orientar las acciones

de políticas públicas y participación privada

tendientes al desarrollo de la industria

química y petroquímica en Venezuela.

* ASOQUIM es una asociación civil que agrupa empresas, cuyos intereses giran en torno a la industria química y petroquímica venezo-lana. Uno de los principales objetivos de esta asociación gremial ha sido el de propiciar y ayudar al establecimiento, desarrollo y fortalecimiento en el país de la industria química y petroquímica, así como su defensa y protección. En este sentido, desde mediados de 2004, a solicitud del Ejecutivo Nacional, por intermedio del Ministerio de Planificación y Desarrollo (MPD) y de PEQUIVEN, ASOQUIM ha venido colaborando en la elaboración del Plan Nacional del Sector Petroquímico, exponiendo la visión del gremio sobre el desarrollo del sector.

Antecedentes Durante los últimos dos años, el Ejecutivo venezolano ha venido haciendo énfasis en la necesidad de desarrollar la Industria Petroquímica Nacional como una de las vías que signifi-cativamente contribuyen más al desarrollo del país; aprovechando para ello la fortaleza que brinda los cuantiosos recursos de hidrocar-buros existentes.

Como se ha convertido en costumbre durante los últimos tiempos, las ideas y/o deseos del Jefe de Estado se vuelven Políticas de Estado, y a este efecto la empresa estatal Petroquímica de Venezuela, S.A. (PEQUIVEN) ha venido efectuando un fuerte cabildeo para lograr implementar esta política de Estado a través de la aprobación de una nueva legislación y de una nueva figura jurídica.

En este sentido, en junio de 2005 1 se ordenó la adscripción de PEQUIVEN al Ministerio de Energía y Petróleo (MEP), así como la realización de los trámites necesarios para transferir a nombre de la República todas las acciones que detentaba Petróleos de Vene-zuela S.A. (PDVSA) sobre PEQUIVEN.

Sin embargo, el decreto en cuestión omitió que para poder llevar a efecto lo estipulado por el mismo, se hacía necesario primero reformar la Ley de Estímulo al Desarrollo de las Actividades

Petroquímica, Carboquímica y Similares (LEDAPCS)2 promulgada en 19983 que asig-naba a PDVSA la responsabilidad de desarrollar la industria petroquímica nacional por inter-medio de sus filiales. Es decir, las políticas del Ejecutivo en materia petroquímica no podían ser desarrolladas autónomamente por PEQUI-VEN, en virtud de que PDVSA era propietaria del total de esas acciones, lo cual hacía que esta empresa tuviese en sus manos la decisión e implementación de dichas políticas.

[ e n s a y o ]

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La primera reforma A fines de implementar las instrucciones del Ejecutivo, en octubre de 2005, los parlamentarios Rafael Lacava, José Khan y Darío Vivas, presentaron ante la plenaria de la Asamblea Nacional, el Proyecto de Ley de Reforma Parcial de la LEDAPCS, resultando aprobado por unanimidad y declarándose la urgencia reglamentaria de este proyecto. El 1° de noviembre de 2005 se aprobó dicha reforma. El eje-cútese fue casi de inmediato, publicándose en la Gace-ta Oficial Nº 38.272 del 1° de diciembre de 2005, con el nombre de Ley de Reforma Parcial de la LEDAPCS, la cual a su vez derogó la Ley de 1998.

Las reformas legales más importantes contempladas en esta Ley de Reforma Parcial consisten en lo siguiente: (1) Se otorga a PEQUIVEN la responsabilidad del cumplimiento de la ejecución de las políticas dictadas por el Ejecutivo Nacio-nal en pro del desarrollo de las actividades petroquímica, car-boquímica y similares; (2) A diferencia del esquema anterior establecido en la anti-gua LEDAPCS, la cual permitía que PDVSA pudiera vender has-ta un 49% del capital social que detentaba sobre PEQUIVEN, la reforma establece que todas las acciones de PEQUIVEN son de propiedad exclusiva de la República, y por lo tanto no pueden ser convertibles al portador, ni susceptibles de enajenación;(3) Se compromete a PEQUIVEN, así como a sus empresas filia-les y mixtas, a garantizar o dar prioridad de suministro de pro-ductos y materias primas del sector petroquímico para el mer-cado nacional, a precios competitivos;(4) Se otorgan ciertos beneficios fiscales e impositivos a PEQUI-VEN y sus empresas filiales tales como: A. exoneración del pago de las tasas por Servicios de Aduana y los impuestos de impor-tación a todos los productos necesarios para el desarrollo pro-pio de esta empresa; B. exoneración del pago de tasas y contri-buciones nacionales y municipales en la utilización de buques para cabotaje cuando estos presten servicios a PEQUIVEN; C. se exime a la empresa del Impuesto Sobre La Renta (ISLR) y D. exención del pago del Impuesto al Valor Agregado (IVA). (5) Se otorga a PEQUIVEN y sus filiales un tratamiento prefe-rencial en materia de cambio de divisas.(6) Se instruyó a PDVSA, para que transfiera a la República, a título gratuito, las acciones que detentaba en PEQUIVEN.(7) Por último, se derogó la Ley de Conversión del Instituto Venezolano de Petroquímica en Sociedad Anónima, sanciona-da en 19774.

Los primeros cambios Los cambios introducidos en la legislación antes descrita, se tradujeron en lo que se ha llamado el “Relanzamiento de Pequiven”5, con el nue-vo nombre de CORPORACIÓN PETROQUÍMICA DE VENE-ZUELA (CPV) y ahora independizada de PDVSA. En esa oportunidad, el Ejecutivo Nacional expresó “...vamos a separar a PEQUIVEN de PDVSA porque PDVSA es petróleo. Venezuela tiene que ser una potencia petroquímica...”6.

Otro anuncio significativo, realizados en la misma oca-sión, fue la mención de que el Plan Estratégico de Desa-rrollo Petroquímico 2006-2012 había sido reformulado, contemplando un incremento en la capacidad de produc-ción de la nueva CPV de 11,5 a 32 millones de toneladas métricas anuales, con un aumento en las ventas del orden

de diez veces, al pasar de los actuales $1.200 millones a $12.000 millones anuales en seis años. Para ejecutar este plan, según el Ejecutivo Nacional, se requerirán inversiones del orden de $12.000 millones, y se aspira que el 40% de estas provengan del sector privado.7

Para llevar a cabo este ambicioso plan petroquímico, la actual Administración por un lado ha reformado las ins-tituciones estatales responsables de coordinar e implemen-tar los planes y políticas del Estado para el sector, creando el cargo de Viceministro de Petroquímica y Refinación en el MEP, y separando PEQUIVEN de PDVSA. Por otro lado, tenemos entendido, que El Ejecutivo también espera a aprobar una nueva legislación para desarrollar el sector petroquímico. Veamos si estas acciones del Estado son suficientes para alcanzar los objetivos planteados.

¿Nueva legislación o un enfoque cohe-rente del Estado? Si bien se puede argumentar que varias de las modificaciones a la LEDAPCS de 1998 son favorables para estimular el desarrollo de la industria química y petroquímica en Venezuela, otras modifica-ciones lamentablemente, en nuestra opinión, no lo son, ni éstas por si solas lo garantizarán. Afortunadamente, todavía estamos a tiempo de corregir el rumbo y enmen-dar las posibles fallas y/o deficiencias que existan, tanto a nivel de políticas de Estado, como de la legislación existente.

Con la nueva Ley Orgánica para el Desarrollo de las Acti-vidades Petroquímicas y Similares (LODAPS) actualmente en proceso de estudio; y quizás más importante aún –con una revisión y reenfoque de las políticas y de la actitud del Estado hacia el sector y sus principales actores– se puede corregir el resto de los obstáculos que impiden o retrasan el desarrollo del sector.

Las ventajas comparativas estáticas no son suficiente Pocos pueden negar que Venezuela es un país con un excelente potencial para desarrollar una industria petroquímica de envergadura. Este potencial se fundamenta en sus Ventajas comparativas estáticas; es

1 Gaceta Oficial N° 38.216 el Decreto N° 3.726

2 Esta Ley, en su artículo 2 asignaba a PDVSA la ejecución de las “...iniciati-vas del Estado venezolano en materia petroquímica, carboquímica y similares, conforme a los lineamien-tos de política que esta-blezca el Ejecutivo Nacio-nal por intermedio del Ministerio de Energía y Minas. Tales iniciativas se ejecutarán entre otros medios, a través de su participación accionaria decisiva en PEQUIVEN y en otras empresas que consi-dere adecuadas para tales fines...”

3 Gaceta Oficial N° 36.537 de fecha 11 de septiembre de 1998. 4 Sancionada el 6 de julio de 1977 y publicada en la Gaceta Oficial de la República de Venezuela N° 31.278 de fecha 18 de julio de 1977.

5 El sábado 25 de marzo el Presidente de la Repú-blica anunció desde el Complejo Petroquímico de Morón el relanzamien-to de PEQUIVEN, conver-tida ahora en CORPORA-CIÓN PETROQUÍMICA DE VENEZUELA (CPV), apro-vechando también para anunciar la composición de la nueva Junta Directi-va de la empresa.

6 Diario El Universal, Pág. 2-1, lunes 27 de marzo de 2006.

7 Diario El Universal; ídem.

8 Para una exposición más amplia del tema recomendamos la lectura del trabajo de Ana Julia Jatar A: “El Estado y el Nuevo Acuerdo Social de Desarrollo Industrial”; en EL ROL DEL ESTADO VENEZOLANO EN UNA NUEVA ESTRATEGIA ECONÓMICA; COPRE – Comisión Presidencial para la Reforma del Esta-do; Volumen 7, Caracas 1989.

decir, en su amplia base de recursos de hidrocarburos, en una posición geográfica estratégica frente a los principa-les mercados y en condiciones de acceso preferenciales a algunos mercados regionales importantes, como son la Comunidad Andina y el MERCOSUR.

Ahora bien, las condiciones anteriores son necesarias –mas no suficientes– para lograr un desarrollo industrial exitoso a mediano y largo plazo del sector químico y pe-troquímico. Es decir, estas potencialidades o ventajas comparativas estáticas sólo podrán transformarse en ven-tajas reales o competitivas, en la medida que se materiali-cen proyectos concretos o negocios en Venezuela que aprovechen las mismas. Para esto, las organizaciones em-presariales (públicas y privadas) que ejecuten estos pro-yectos deberán ser capaces de financiar y construir plantas competitivas a escala mundial, empleando tecnologías de avanzada; contar con una adecuada capacidad gerencial, técnica y de mano de obra especializada; y ser capaces de realizar las distintas operaciones del negocio (producción, comercialización, transporte, etc.), con una eficiencia por lo menos similar, al de las empresas líderes mundiales de esta industria; es decir, también deberán desarrollar cier-tas Ventajas comparativas dinámicas 8.

Lo anterior exige que se conjuguen simultáneamente varias condiciones fundamentales tales como:

• Un acceso adecuado, oportuno, garantizado y competitivo a la amplia base de recursos de hidrocarburos existentes en el país.• Un adecuado marco legal y jurídico e institucional con garan-tías de libertades económicas. Según los estudios realizados por la Heritage Foundation9, se ha demostrado que mientras mayor sea el grado de libertad económica existente en un país, mayor es su crecimiento económico, así como mayor es el me-joramiento de la calidad de vida de sus ciudadanos.• Estabilidad y garantías en las condiciones contractuales a largo plazo para el suministro de materias primas y generales, que per-dure en el tiempo y no se vean afectadas por cambios políticos.• Un marco normativo nacional que aliente las inversiones y minimice los sobrecostos (p.ej. tributos, procedimientos, dis-torsiones de costos internos, excesivos trámites burocráticos, excesivas leyes que imponen impuestos, contribuciones adicio-nales o nuevos costos, etc.), que a la larga terminan por incre-mentar significativamente el monto de las inversiones requeri-das, y por el otro lado, reducen el atractivo económico de los proyectos, atentando contra su factibilidad económica.• Un adecuado acceso a fuentes de financiamiento a costo competitivo, generalmente externas, por las significativas di-mensiones de estos proyectos, es decir una clara percepción favorable del riesgo país y del negocio.• Contar con una adecuada capacidad gerencial y empresarial para acometer exitosamente los complejos y costosos proyectos que caracterizan a la industria química y petroquímica.• Por último, que se mantengan e incrementen las condiciones de acce-so preferenciales a los mercados regionales y naturales importantes.

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El negocio petroquímico es un negocio complejo La industria química y petroquímica es altamente globalizada, competida e intensiva en capital y tecnología. Las economías de escala o de capacidad de producción que prevalecen en la mayoría de sus procesos, requieren normalmente –por un lado– la construcción de plantas de grandes dimensiones; y –por otro lado– de un monto muy significativo de inversiones.

También, debido al largo tiempo de maduración y ejecución de dichas inversiones (de 2 a 4 años desde el diseño conceptual del negocio, pasando por la ejecución de la ingeniería del proyecto, procura de materiales y equipos, construcción de las plantas y su puesta en mar-cha), los lapsos de recuperación de las mismas se traducen en períodos largos (normalmente de 3 a 7 años después del inicio de operaciones comerciales). Esto proporciona un mayor riesgo a los inversionistas, en comparación con inversiones en otros tipos de negocios, donde éstas se pueden recuperar en un menor plazo (1-2 años).

Un desarrollo focalizado en ventajas comparativas No es factible que el sector químico y petroquímico nacional pueda desarrollarse en todas las áreas o gamas de productos petroquímicos posibles. Más bien, su desarrollo deberá focalizarse en la elaboración de aquellos productos, derivados y líneas de negocios, donde realmente Venezuela tenga ventajas comparativas y pueda demostrar –sin lugar a dudas– que puede com-petir eficientemente, sin subsidios, tanto a nivel local como internacional. En otras palabras, el país debe dedi-carse a producir lo que hace mejor, mientras que compra lo que es menos eficiente produciendo.

En este sentido, se debe evitar recurrir al desarrollo de políticas disfrazadas de sustitución de importaciones, que si bien tuvieron éxito en épocas pasadas, se ha demostra-do que las mismas hoy día, están totalmente agotadas. Por el contrario, el desarrollo endógeno exitoso del sector químico y petroquímico en Venezuela deberá fundamen-

tarse en el aprovechamiento real, continuo y constante de las ventajas comparativas de que dispone el país en materia de hidrocarburos, precursores de la cadena pe-troquímica, y en la eventual transformación de éstas; para que en conjunto –con unas adecuadas políticas de estí-mulo o promoción por parte del Estado venezolano– se puedan convertir en ventajas competitivas reales que permitan competir eficientemente tanto en el mercado local como en el de exportación.

Un desarrollo orientado hacia las expor-taciones El desarrollo exitoso de este sector indus-trial, debe tomar en cuenta que las plantas y proyectos a considerar deben ser competitivos para sobrevivir en el competido negocio petroquímico internacional. Cual-quier estrategia exitosa debe considerar que:

• La economía de escala que prevalece a nivel mundial en los procesos químicos y petroquímicos, exige que para alcanzar una competitividad mínima sostenible, la construcción de las plantas debe ser de tales dimensiones que normalmente supe-ran los requerimientos del mercado interno. Por consiguiente, cualquier propuesta rentable de inversión en el sector, exigirá la venta de los excedentes de producción en los mercados in-ternacionales.• Por lo tanto, es fundamental el acceso a mercados internacio-nales. Es decir, cualquier proyecto deberá tomar muy en cuenta las características y necesidades de un mercado global alta-mente competido; o sea, la demanda, precios y tendencias de los productos a nivel internacional.• No se deberá fundamentar la competitividad del sector en subsidios, ya que los mercados internacionales, hoy día, no to-leran este tipo de prácticas y más rápido que pronto, serían denunciadas y en consecuencia el acceso a dichos mercados se vería cerrado.• No deberá considerar el cierre del mercado local a la compe-tencia extranjera, por las mismas razones. • Se deben evitar los sesgos antiexportaciones del pasado. Venezuela ha experimentado en muchas oportunidades con sistemas proteccionistas que a la postre se transforman en política sesgadas contra las exportaciones. Así tenemos que una política arancelaria mal enfocada, en muchas ocasiones,

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9 La Heritage Founda-tion en su Índice de lLi-bertades eEconómicas publicado recientemente por el Wall Street Journal, analiza el desempeño económico de los países en materia de: política comercial y monetaria, carga impositiva del go-bierno y su intervención en la economía, flujos de capital e inversión extran-jera, actividad bancaria y financiera, salarios y precios, derechos de propiedad, regulaciones, y mercado informal.

10 LOH, Gaceta Oficial No. 37.323 del 13 de noviembre de 2001; Decreto No. 1.510 del 2 de noviembre de 2001; Artículos 10 y 50.

11 LOHG, Gaceta Oficial No. 36.793 del 23 de septiembre de 1999; Decreto No. 310 del 12 de septiembre de 1999; Artículos 2 y 22.

12 La industrialización de los hidrocarburos refinados comprende las actividades de separa-ción, destilación, purifica-ción, conversión, mezcla y transformación de los hidrocarburos refinados, realizadas con el propósi-to de añadir valor a di-chas sustancias.13 La industrialización de los hidrocarburos gaseosos comprende los procesos necesarios para su transformación quími-ca, física o físico-química, con el fin de obtener productos de mayor valor

agregado (véase artículo 84 del Reglamento de la LOHG; Decreto No. 840 del 31 de mayo de 2000, Gaceta Extraordinaria N° 5.471 del 5 de junio de 2000).

14 Abundan los casos que sirven para justificar tan lamentable percep-ción. La imposición de impuestos retroactivos, la violación de los contratos de servicios de PDVSA, las frecuentes invasiones de edificios, fincas y de ciertas instalaciones in-dustriales, en ocasiones estimuladas por el go-bierno, las constantes amenazas de expropia-ciones y confiscaciones, son apenas una muestra emblemática de ello.

LA ORGANIZACIÓN MUNDIAL DE COMERCIOen un informe que realizó sobre las políticas comerciales de Venezuela, expuso lo siguiente: “...La liberalización llevada a cabo desde 1996 y la introducción de nuevas medidas para estimular la inversión extranjera, como los contratos de estabilidad jurídica, no han resultado en un aumento considerable en los flujos de inversión. Esto sugiere que el principal obstáculo a un mayor dinamismo de la inversión extranjera en Venezuela es la percepción de incertidumbre institucional y regulatoria que ha afectado al país en los últimos años. Por lo tanto, el atraer inversión extranjera en el futuro dependerá, en gran medida, en evidenciar que existe una estabilidad institucional y jurídica a largo plazo que aliente la confianza de los inversionistas...”

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ha encarecido los insumos importados al productor que se orienta a la exportación, restando así la competitividad exter-na de éste; por otro lado, una excesiva protección, control y estabilidad en los precios internos hace que sea más atractivo producir para el mercado interno que para la exportación. La política comercial sectorial debe eliminar las barreras arance-larias y aduanales de materias primas e insumos para bienes de exportación.• La política de exportación no puede seguir siendo de “expor-tación de lo que sobre”, es decir de excedentes ocasionales. Hay que liberar a las empresas que puedan competir en el exte-rior de la responsabilidad exclusiva de abastecer el mercado interno a plenitud.

Una fuente de financiamiento accesible: “la democratización del capital” Como hemos mencionado, por ser una industria intensiva en capital, el desarrollo de proyectos petroquímicos que sean competitivos a nivel internacional, requiere de ciertas economías de escala que se traducen en inversio-nes significativas. Desafortunadamente en Venezuela existe un limitado músculo financiero que pueda dedi-carse a este negocio; por lo que se hace necesario –por un lado– la participación de capitales externos que con-tribuyan como socios en la materialización de estos proyectos (aportando capitales, tecnología, know-how, canales de comercialización externos, etc.), o –por el otro lado–, el desarrollo del mercado de capitales a nivel local, que permita a las empresas nacionales tener acce-so a fuentes de financiamiento más económicas.

La experiencia vivida por otros países que han desarro-llado su industria exitosamente ha demostrado que el crecimiento de sus mercados de capitales ha permitido el desarrollo de sistemas financieros capaces de generar ahorro interno. En Venezuela se deben estimular aquellos mecanismos que permitan el acceso de las empresas pri-vadas nacionales a una fuente de financiamiento de bajo costo, como lo es el ahorro privado nacional, el cual ha sido subutilizado en Venezuela.

Uno de estos mecanismos es la democratización del capital, que permite la participación del público y/o pequeño ahorrista –por intermedio de los mercados de capitales–, a nuevas oportunidades de ahorro e inversión personal; de manera tal que pueda acceder a una parti-cipación accionaria en diversas empresas, a través del mercado bursátil, o de otros instrumentos financieros como los fondos de pensión o entidades colectivas de inversión, que mucho éxito ha tenido en otras econo-mías latinoamericanas.

Dichos mecanismos de ahorro/inversión-financia-miento estimularán por un lado, la repatriación de aquellos capitales invertidos en el exterior, por falta de pocas oportunidades seguras y estables de inversión existentes en el país; y por otro lado, desincentivarán la fuga de los capitales privados o del ahorro nacional, que busca oportunidades estables y atractivas de inversión en el exterior.

Por esto, consideramos que la eliminación de la posi-bilidad de vender acciones de PEQUIVEN hasta un 49% de su capital social con la Ley de Reforma Parcial de la LEDAPCS, es un error que reduce las posibilidades de ampliar o estimular nuestro mercado de capitales.

Un sector industrial sin Reservas al Es-tado En cuanto a la posible reserva al Estado de las actividades de esta industria, es necesario señalar que las mismas en ningún momento han estado reservadas al Estado, ni cuando ocurrió la creación del Instituto Venezolano de la Petroquímica (IVP) en 1953/56; tam-poco con la Nacionalización de la Industria de los Hi-drocarburos en 1975, ni con la conversión del IVP en PEQUIVEN en 1977. Por lo tanto, cualquier reserva al respecto representaría más bien una situación totalmen-te nueva para la industria petroquímica venezolana.

En este sentido, es obligatorio recordar que el Legisla-dor, a través de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH)10 y la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG)11, re-dujo el alcance de la reserva al Estado solamente para aquellas actividades definidas como “actividades prima-rias” o “aguas arriba”, tales como la exploración y explo-tación de los yacimientos de hidrocarburos. En esta misma dirección, en ambas leyes ya mencionadas, el Legislador eliminó el concepto de Reserva al Estado sobre las actividades “aguas abajo”, también llamadas “activi-dades de industrialización”, de manera que las mismas pudiesen ser desarrolladas o ejercidas por el Estado direc-tamente o mediante entes de su propiedad, o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participa-ción del Estado.

Consideramos que las actividades de la industria pe-troquímica, las cuales en términos extensivos pudieran interpretarse como una derivación, especialización o un subconjunto de las actividades que en las leyes ya citadas se han definido como Industrialización de los hidrocarbu-ros refinados12, o gaseosos13, deberían tener el mismo tratamiento; es decir, que a pesar de que las actividades de la industria petroquímica, por razones de convenien-cia nacional, se llegasen a declarar de utilidad pública e interés social, sobre las mismas no debería establecerse ninguna reserva, ni presentar limitación alguna para que dichas actividades sean realizadas por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la partici-pación del Estado.

Por último, vale la pena agregar, que una actividad eco-nómica reservada al Estado, en lugar de ser un aliciente para su desarrollo, es una barrera que obstaculiza y ahu-yenta la participación del capital privado, nacional y/o internacional. Ahora bien, esto no contradice que el sector privado opte por invertir en conjunto con el Estado en un determinado sector no reservado, sobre todo si es el Esta-do la principal fuente de suministro de la materia prima a ser industrializada por el sector en cuestión.

Un rol claro, activo y oportuno por parte del Estado Luego de analizar las realidades antes expuestas, no cabe más que concluir que la estrategia básica que debe asumir el Estado en el desarrollo de esta industria debe ser la siguiente:

Garantizar reglas claras y estables• El Estado debe asegurar las condiciones suficientes para que el inversionista perciba una adecuada e indispensable seguridad jurídica y un marco legal estable y competitivo. Desafortunada-mente, una de las razones principales de la falta de inversión privada en el país ha sido la falta de seguridad jurídica genera-da por el Estado. Existe la percepción14, tanto en inversionistas nacionales como extranjeros, de que la administración actual tiende a no cumplir con los contratos firmados, a desconocer el concepto de propiedad privada, y en muchos casos a no respe-tar la “palabra empeñada”.• El Estado venezolano debe participar de manera activa en el desarrollo de políticas sectoriales que aclaren el panorama con-fuso que actualmente impide un proceso de inversión privada en forma constante. Es decir, debe asumir un rol de promotor y eli-minar cualquier vestigio de ente obstaculizador o controlador. Como ha sido señalado por expertos en la materia “...el desarro-llo económico se promueve o se estimula, pero no se decreta...”

Garantizar la disponibilidad de los recursos de hidrocarburos y de la infraestructura de apoyo• El Estado debe desarrollar la base de recursos de hidrocarbu-ros, con el fin de poder ofertar condiciones de suministro com-petitivo y confiable de acceso a las materias primas, y así garan-tizar el suministro oportuno de estos insumos; • El Estado debe desarrollar la infraestructura y demás servicios industriales, tal como ocurre en otros países que compiten por captar inversionistas en este sector, minimizando así el nivel de inversión en los proyectos de este sector;• El Estado también debe velar por el adecuado mantenimiento de

dicha infraestructura (en especial la vialidad, obras públicas, etc.)

Cumplir con sus obligaciones• El Estado no solamente debe implementar una política cohe-rente de beneficios y/o incentivos fiscales e impositivos. Más importante aún, debe luego cumplir cabalmente y en forma oportuna con sus obligaciones en este sentido (por ejemplo: el reintegro oportuno del IVA y del drawback a los exportado-res, etc.)• El Estado deberá continuar con el proceso de modernización del sistema de aduanas en garantía de la integridad de los procesos administrativos en ésta área, a fin de evitar los ilícitos, e igualmente en garantía de una sana competencia.

Favorecer la integración regional y las exportaciones• El Estado deberá realizar todos los esfuerzos necesarios a fin de evitar que el país quede rezagado con respecto a sus países veci-nos –clientes y a la vez competidores importantes– en cuanto a su participación en los acuerdos bilaterales o multilaterales de inte-gración que actualmente están siendo negociados.• Deberá velar también por la continuidad y mejoramiento técnico del proceso de negociaciones de acuerdos de integra-ción regional y hemisférica, en estrecha coordinación entre los sectores público y privado.• El Estado debe en lo posible eliminar aquellas políticas secto-riales que originan un sesgo antiexportador.

En resumen, el desarrollo exitoso de la industria quí-mica y petroquímica en Venezuela, no solamente requie-re de una nueva legislación para el sector; sino también de una actitud coherente y consistente del Estado, la cual esté alineada en la dirección deseada.

A la fecha, lamentablemente no hemos tenido acceso al anteproyecto de la nueva Ley que prepara la Asamblea Nacional, razón por la cual no estamos en condición de emitir criterios específicos sobre dicho proyecto. No obstante, tenemos la firme esperanza de que siendo el mismo tan importante como lo ha mencionado el Ejecu-tivo –así como varios de los diputados de Comisión Permanente de Energía y Minas de la Asamblea Nacio-nal–, el mismo sea expuesto al público, para así permitir la debida consulta y discusión con los entes especializa-dos y sectores interesados. | PYV |

En la Parte II de este trabajo, a publicarse en la siguiente edición de PETROLEO YV (#23), se presentarán comentarios y realizarán algunas contribuciones a lo que pudiera ser un anteproyecto de Ley para el desarrollo del sector petroquímico.

| 48 | P E T R O L E O Y VILUSTRACIÓN: JUAN CARLOS HERNÁNDEZ

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PYVGlobal

AFRICA

Nigeria se convertirá en la primera nación africana en saldar su deuda con el Club de París, un grupo de 19 acreedores, inclui-dos Alemania, Reino Unido y Rusia. Su deuda externa creció a más de US$35.000 millones, debi-do a multas por pagos atrasados en los años 90. Ha sido borrada de la lista negra internacional de deudores poco fi ables y ahora tiene una clasifi cación crediticia favorable, similar a la de otras economías de mercado emergen-tes, como Turquía y Ucrania.

EUROPA

La Comisión Europea inició en Bruselas acciones legales contra España por la modifi cación realizada en la normativa para difi -cultar la entrada de compañías extranjeras en el sector energético.

En Francia, El presidente Jac-ques Chirac anunció la derogación de la controvertida ley laboral co-nocida como Contrato del Primer Empleo (CPE), la cual ocasionó violentas protestas en todo el país.

ASIA

Japón está considerando importar bioetanol desde Bra-sil, ahora que la industria pe-trolera japonesa comienza a apreciar la importancia de esta fuente de energía que provie-ne de la caña de azúcar.

Pekín consiguió cuatro licen-cias de prospección petrolera en Nigeria, a cambio de invertir US$4.000 millones en proyectos petroleros y de infraestructura.

MEDIO ORIENTE

Irán anunció a principios de mayo que enriqueció uranio a un nivel superior al anunciado a comienzos de abril. El último nivel de enriqueci-miento alcanzado fue del 4,8%. Un nivel superior al 5% basta para pro-ducir combustible nuclear.

Kuwait logró dos grandes hallaz-gos de petróleo y gas, incluyendo un estimado de 35 billones de pies cúbi-cos de gas que le promueve a la cate-goría de productor de gas natural. Un estimado de entre 10.000 y 13.000 millones de barriles de crudo liviano también se descubrió en el norte del país, aumentando sus reservas de petróleo en un 10 por ciento.

AMÉRICA

Bolivia supeditó su ingreso al gasoducto del sur a que las empre-sas participantes en el proyecto sean estatales, y señaló que con la brasileña Petrobras “surge un graví-simo problema” debido a que po-see capitales extranjeros.

CITGO encargó a la fi rma UBS Investment la búsqueda de poten-ciales compradores para Carco, el proveedor más grande de asfalto en la costa este de Estados Unidos y cuyos activos principales son dos refi nerías, una en Paulsboro (Nueva Jersey) y otra en Savannah (Geor-gia), con una capacidad conjunta de procesamiento de 112 mil BD.

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La crisis “nuclear” iraní

POSIBLES ESCENARIOS E IMPLICACIONES PARA LOS ACTORES

| AUTOR ANGEL BLANCO |

| 52 | P E T R O L E O Y VFOTO: AFP

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Aunque se ha discutido mucho sobre las ver-daderas causas de la invasión estadouniden-se de Irak, no deja de resultar irónico que uno de sus efectos colaterales sea el fortale-cimiento relativo de la República Islámica

de Irán, y una agudización de sus intentos por extender su influencia en el Medio Oriente y Asia Central. Desde el 11 de septiembre de 2001, Estados Unidos ha ocupado dos países vecinos de Irán, Afganistán e Irak, y ha esta-blecido bases militares en Asia Central, articulando lo que pareciera ser un cerco alrededor de los iraníes, que ya habían sido incluidos en el “Eje del Mal” de Bush en enero de 20021.

Sin embargo, tanto Hussein como los talibanes eran ri-vales acérrimos de Teherán, y fueron eliminados sin la necesidad de que Irán disparara un tiro. De tal forma, que si bien la presencia militar norteamericana es una amena-za, la situación también representa una oportunidad po-tencial para los iraníes. En cualquier caso, la única opción que parece descartada para los persas es permanecer está-ticos. Irán es un país ambicioso con pretensiones de con-vertirse en la principal potencia regional2. La cultura iraní desciende directamente del antiguo Imperio Persa, una civilización que se disputaba el control del mundo cono-cido por los macedonios de Alejandro Magno3.

Antecedentes: la actual polémicaLa crisis se remonta a agosto de 2002, cuando se denunció la existencia de dos instalaciones nucleares iraníes desco-nocidas hasta el momento4. La Agencia Internacional de la Energía Atómica (AIEA) no estaba al tanto de tales instalaciones, que no habían sido reportadas a este orga-nismo adscrito a la ONU.

Este hallazgo energizó las sospechas preexistentes, particularmente estadounidenses, sobre las intenciones iraníes de utilizar el programa nuclear para el desarrollo encubierto de armas atómicas.5 A partir de ese momento, comenzó un prolongado proceso de negociación entre Irán y los tres de la Unión Europea (UE3) –Gran Bretaña, Alemania y Francia–. EEUU, cuyo consentimiento es fundamental para cualquier acuerdo, no ha participado directamente en las negociaciones, dado que no mantie-ne relaciones públicas6 con Teherán desde 1979.

Posteriormente, Rusia presentó una propuesta que per-mitiría a los iraníes enriquecer uranio en territorio ruso; hasta el momento no ha sido aceptada por Teherán ni Washington. China es el otro actor fundamental, sobre todo ahora que el tema está siendo debatido en el Conse-jo de Seguridad de la ONU, donde es uno de los 5 miem-bros permanentes con derecho a veto.

La controversia se centra en los avances en el proceso de enriquecimiento de uranio por parte de Irán. El uranio enriquecido es utilizado como combustible para los reac-tores nucleares, pero si es purificado en un grado sufi-ciente, sirve como material para la construcción de bombas atómicas7. Un Irán con armas nucleares podría proyectar su influencia con mucha más contundencia, amenazando el equilibrio de poder y la influencia esta-dounidense en el Golfo Pérsico y Asia Central.

Irán es un importador neto de gasolina y otros derivados del

crudo, debido a que el país adolece de suficiente capacidad de refinación. Una paralización de estas

importaciones podría detener la economía iraní, con una

escasez que afectaría de manera “desproporcionada” la base de poder

del presidente Ahmadinejad: los sectores populares, la clase media baja

y el estamento militar

1 Office of the Press Secretary, The White House: “President Delivers State of the Union Address”, Washington D.C. 29 de enero de 2002. Disponible en: http://www.whitehouse.gov/news/releases/2002/01/20020129-11.html

2 Tal como señala el Consejo Nacional de Inteligencia de Estados Unidos: “Irán está en un “momento prusiano” de su historia – no necesariamente en un sen-tido de expansionismo militar, pero más en términos de ambiciones políticas, económicas y culturales”. Ver: National Intelligence Council: “Mapping the Futu-re of the Middle East”. 16 de mayo de 2005. Disponible en: http://www.cia.gov/nic/PDF_GIF_confreports/mideast_future.pdf

3 Cuando EEUU, un país con “apenas” trescientos años de historia, dice que Irán no tiene el derecho de enriquecer uranio, la respuesta de la población es un rechazo con raíces claramente nacio-nalistas. Ver: BBC Mundo: “Hablan los iraníes”. 12 de enero de 2006.

4 Una planta para el enriquecimiento de uranio en Natanz y una instalación de “agua pesada” en Arak. El “agua pesa-da” contiene una alta concentración de deuterio y se usa como refrigerante en algunos reactores nucleares, denomina-dos de “agua pesada”. Estos pueden utilizar uranio natural, no enriquecido,

como combustible, y producen cantida-des significativas de plutonio. Ver: Inter-national Crisis Group: “Dealing With Iran´s Nuclear Program”. 27 de octubre de 2003.

5 Desde 1992, la Agencia Central de Inteligencia (CIA) ha dado pronósticos variados sobre el tiempo que tomaría a Irán construir una bomba atómica. Ver: Ali Chaudhry: “Iran´s Nuclear Shadow”. Center for Defense Information, 9 de junio de 2004.

6 Existen evidencias de contactos secre-tos entre el gobierno iraní y el estado-unidense, la más célebre de las cuales fue el escándalo Irán/Contras (venta secreta de armas a Irán durante la guerra con Irak y utilización del dinero para financiar a las fuerzas anti-sandinistas en Nicaragua), que sacudió al segundo gobierno de Ronald Reagan.

7 Cabe destacar que el Tratado de No Proliferación Nuclear (TNPN) otorga a Irán el derecho de enriquecer uranio, y en este sentido las afirmaciones iraníes de estar plenamente dentro de la legisla-ción internacional son legítimas. Asimis-mo, el Protocolo Adicional firmado con la AIEA estipula un régimen de inspec-ciones más estricto que el TNPN, sobre todo en comparación con países vecinos como Pakistán e Israel, que ni siquiera se sujetan a las restricciones del tratado.

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Vista general de la Planta nuclear Bushehr, ubicada en el puerto de Bushehr en el Golfo Pérsico.

El Consejo de Seguridad de la ONU: La ruta diplomáticaLas dificultades del “proceso diplomático” han quedado evidenciadas por las divisiones entre los miembros per-manentes del Consejo de Seguridad de la ONU. La pro-fundidad de estas fisuras se manifestó cuando las nego-ciaciones para la emisión de la primera resolución sobre el caso iraní se extendieron por más de tres semanas.

El 29 de marzo de 2006, los quince países miembros del Consejo de Seguridad aprobaron de forma unánime una resolución que exige a Irán la paralización de las activi-dades de enriquecimiento de uranio, y solicita al director de la AIEA un informe en 30 días sobre el cumplimiento o no de esta exigencia por parte de Irán.

El 31 de marzo de 2006, los iraníes iniciaron una serie de ejercicios militares, donde anunciaron la prueba exitosa de varios nuevos sistemas de armamento8.

Sanciones: ¿ser o no ser?Una de las opciones en el caso de que los iraníes no cedan a las demandas de la ONU, es la implementación de san-ciones económicas y diplomáticas. Sin embargo, debido a amargas experiencias pasadas9, los iraníes no tienen realmente confianza en las intenciones de la “comunidad internacional” ni sus instituciones. Aunque la amenaza de sanciones económicas ciertamente preocupa, y cons-tituye un escenario que preferirían evitar, también es cierto que esta desconfianza puede ser una fuerza pode-rosa para llevar al gobierno y el pueblo a soportarlas.

Para que cualquier régimen de sanciones sobre Teherán sea efectivo, es necesario que incluya las exportaciones de

Reservas comprobadas

de petróleo en Irán

125.8 millardos de barriles (10%

de las reservas mundiales)

Producción de petróleo 4.2 millones BD

Consumo de petróleo 1,5 millones BD

Exportaciones de petróleo 2.7 millones BD

Capacidad de refinación 1.48 millones BD

Reservas comprobadas

de gas natural940 trillones de pies cúbicos

Producción de gas natural 2.8 trillones de pies cúbicos

Consumo de gas natural 2.78 millardos de pies cúbicos

Compañías extranjeras en el país

BG, BHP, Bow Valley, British

Petroleum, Eni, Gazprom, Lukoil,

OMV, Petronas, Royal Dutch/

Shell, Sheer Energy,

Sinopec, Statoil, Total.

¿EMBARGO PETROLERO? ALGUNOS DATOS DE INTERÉS

petróleo del país10. Sin embargo, cualquier sanción sobre la industria petrolera iraní incrementaría aún más los precios internacionales del petróleo; esto impactaría negativamen-te la economía de los principales países desarrollados, y de allí que las advertencias iraníes de suspender las exporta-ciones petroleras11 no caen en oídos sordos12.

También se ha mencionado otro conjunto de posibles sanciones que se podrían imponer sobre Irán de manera progresiva sin afectar sus exportaciones energéticas13. Una de las que más se ha discutido es un embargo a la venta de productos petroleros refinados. Irán es un im-portador neto de gasolina y otros derivados del crudo, debido a que el país adolece de suficiente capacidad de

FOTO: AFP

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Relaciones peligrosas: el Líder Supremo de la República Islámica de Irán, el Ayatollah Alí Khamenei (a la derecha), se reúne con el Secretario General de Hezbollah, Hassan Nasrallah. Hezbollah es uno de los grupos militantes que Irán podría usar para retaliar en caso de un ataque contra el país.

8 Incluyendo el “torpedo más rápido del mundo”, y misiles capaces de evadir la detección del radar. Ver: “Iran Says It Test-Fired Underwater Missile”. New York Times, 3 de abril de 2006.

9 Incluyendo el apoyo de Occidente a Irak durante su Guerra con Irán, y la forma en que la ONU ignoró las denun-cias iraníes de que el gobierno de Hus-sein estaba usando armas químicas en el mismo conflicto. Ver: Joost R. Hilter-mann: “Iran´s Nuclear Posture and the Scars of War”. The Middle East Report Online, 18 de enero de 2005. Disponible en: http://www.merip.org/mero/mero011805.html

10 Las exportaciones petroleras consti-tuyen entre el 80% y el 90% del monto total de las exportaciones y aproximada-mente la mitad del presupuesto del gobierno iraní. Ver: Energy Information Administration: “Country Analysis Brie-fs: Iran”. Enero de 2006. Disponible en: http://www.eia.doe.gov

11 BBC News: “Iran report goes to top UN body”. 08 de marzo de 2006.

12 Sin embargo, un cese de las exporta-ciones petroleras iraníes también privaría al país de los recursos financie-ros necesarios para su presupuesto, incluyendo el desarrollo del programa nuclear y algunas de las políticas econó-micas asistenciales que está implemen-tando el gobierno de Ahmadinejad. Debido a esta situación, varios analistas dudan de la capacidad iraní de suspen-der las exportaciones energéticas por un período prolongado de tiempo. Ver: Mel Levine, Alex Turkeltaub y Alex Gorbans-ky: “3 Myths About the Iran Conflict”. Washington Post, 07 de febrero de 2006.

13 Entre estas, se han mencionado prohibiciones de viajes y sanciones fi-nancieras sobre funcionarios iraníes; embargo sobre la venta de tecnologías de uso dual y armamento a Irán (inclu-yendo la implementación de regímenes de interdicción aérea, marítima y terres-tre); y una moratoria sobre nuevos acuerdos económicos. Ver: International Crisis Group: “Iran: Is There a Way Out of the Nuclear Impasse?”. 23 de febrero de 2006.

14 En 2004, se calcula que Irán importó combustibles por un monto de $4.7 millardos, que son distribuidos en el mercado interno a precios subsidiados, lo que origina un alto incremento anual del consumo de gasolina (entre 8% y 10%); el país importa aproximadamente una tercera parte de los combustibles que consume. Ver: Energy Information Administration: “Country Analysis Brie-fs: Iran”. Enero de 2006. Disponible en: http://www.eia.doe.gov

15 Mel Levine, Alex Turkeltaub y Alex Gorbansky: “3 Myths About the Iran Conflict”. Washington Post, 7 de febrero de 2006.

16 International Crisis Group (idem).

17 De allí la posibilidad de sanciones impuestas por una coalición de países y no a través de la ONU, tal como se ma-nejó la invasión de Irak en 2003. EEUU no puede esgrimir unilateralmente con efectividad la amenaza de sanciones, ya que su comercio con Irán está embarga-do por dos juegos diferentes de sancio-nes unilaterales; sus intereses comercia-les en el país son mínimos. Sin embargo, se ha discutido la posibilidad de expan-dir aún más las sanciones existentes sobre Irán (ver: John J. Mearsheimer y Stephen M. Walt: “The Israel Lobby and U.S. Foreign Policy”. Marzo de 2006). Es posible que la expansión de las sancio-nes adopte la forma de una especie de “Ley Helms-Burton”, castigando a los países y compañías extranjeras que comercien con Irán.

18 Incluyendo 800 millones de dólares para la construcción del reactor nuclear en Bushehr.

19 Irán compró armas a Rusia por un monto que supera los $10 millardos nada más en la década de los noventa, para reforzar sus fuerzas militares luego de la guerra con Irak. Ver: Ahmed Ras-hid: “Los Talibán: El Islam, el petróleo y el nuevo ‘Gran Juego en Asia Central’ ”. Quinteto/Grup 62, 2001.

20 En 2004, los chinos firmaron acuer-dos energéticos con Irán por un monto superior a los 100 millardos de dólares. Ver: International Crisis Group: “Iran: Is There a Way Out of the Nuclear Impas-se?”. 23 de febrero de 2006.

refinación14. Una paralización de estas importaciones podría detener la economía iraní, con una escasez que afectaría de manera “desproporcionada” la base de poder del presidente Ahmadinejad: los sectores populares, la clase media baja y el estamento militar15.

Otra sanción que se ha manejado es una prohibición de participar en la Copa Mundial de Fútbol de Alemania 2006, a la cual el equipo iraní obtuvo merecidamente su clasificación. Es probable que aunque “esa medida cau-saría un considerable enojo en Irán, la historia sugiere que sería dirigido menos contra el régimen que contra Occidente”16.

La implementación de sanciones ha sido rechazada públicamente por China y Rusia17, países cuyo apoyo es indispensable dentro del Consejo de Seguridad de la ONU, y que tienen grandes intereses comerciales y energéticos en Irán. El programa nuclear iraní está siendo desarrolla-

Cualquier sanción sobre la industria petrolera iraní incrementaría aún

más los precios internacionales del petróleo; esto impactaría negativamente la economía

de los principales países desarrollados, y de allí que las advertencias iraníes

de suspender las exportaciones petroleras no caen en oídos sordos

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do con contratos otorgados a Rusia18, que también es un importante proveedor de armamento a Teherán19. China ve a Irán como un proveedor clave de petróleo y gas na-tural para satisfacer su insaciable demanda20.

El “Escenario Osirak”En junio de 1981, la fuerza aérea israelí bombardeó el reactor nuclear iraquí ubicado en Osirak, al sur de Bag-dad. Aunque la acción provocó una amplia condena por parte de la comunidad internacional, los israelíes argu-mentaron que era necesaria para garantizar la seguridad de su país. Este es el antecedente inmediato de lo que podría suceder si los iraníes no suspenden sus actividades de enriquecimiento de uranio. Tanto los israelíes como los estadounidenses se han negado reiteradamente a descartar una alternativa militar al conflicto.

Teherán ha dispersado y distribuido su programa nuclear en al menos una docena de posiciones diferen-

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: AFP

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Fotografía satelital de la planta iraní de enriquecimiento de uranio en Natanz

tes a lo largo del país. Asimismo, ha fortalecido las defensas antiaéreas alrededor de las instalaciones nuclea-res, y reforzado algunas de éstas con-tra un ataque21.

Para Israel, una incursión contra las instalaciones iraníes sería complica-da. A diferencia de Osirak, Irán está a una distancia mucho mayor y el número de objetivos está disperso sobre una superficie más amplia. Los aviones israelíes deberían reabaste-cerse de combustible en pleno vuelo. Dicho esto, se conoce que en 2004 Israel adquirió 500 bombas GBU-27 y GBU-28, diseñadas para destruir instalaciones subterráneas22. Asimis-mo, posee un arsenal nuclear que no dudaría en utilizar en caso de sentir amenazada su supervivencia por un Irán con armas nucleares.

El actor con la capacidad ideal para atacar el programa nuclear iraní es EEUU, que tiene la infraestructura necesaria en la región, alrededor de Irán, con bases aéreas en Afganistán, Tur-quía, Qatar, Omán, la isla de Diego García y Asia Cen-tral23.

La campaña para destruir las instalaciones iraníes podría tomar al menos cinco días, y no lograría su ob-jetivo24. El International Crisis Group subraya que la “acción militar en contra de Irán sería una guerra a es-cala completa, no cirugía”25. Se ha denunciado incluso que Estados Unidos está contemplando la utilización de armas nucleares tácticas contra las instalaciones ira-níes26. En último caso, un ataque tendría que extender-se más allá de la infraestructura nuclear, para incluir las defensas antiaéreas, puestos militares de comando y control, telecomunicaciones, misiles balísticos y fábricas de armamento. Las pérdidas en vidas humanas serían considerables27.

¿Cuáles podrían ser las reacciones iraníes ante la even-tualidad de un ataque? Una de las más probables sería retirarse del Tratado de No Proliferación Nuclear (TNPN). Esto permitiría acelerar el desarrollo de armas nucleares, por lo que, paradójicamente, una de las principales con-secuencias de un ataque contra el programa nuclear iraní podría ser una aceleración del mismo28. Actualmen-te, se calcula que Irán está a una distancia de entre cinco y diez años de poder construir una bomba atómica29.

Asimismo, Irán ha amenazado en caso de un ataque con el cierre del Estrecho de Hormuz, por donde cir-cula hasta el 25% del comercio petrolero mundial. Sin embargo, es probable que Irán carezca de la capacidad para cerrarlo por un tiempo prolongado, considerando

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Irán es actualmente el cuarto exporta-dor mundial de petróleo y el segundo en impor-tancia dentro de la OPEP. Adicionalmente, es una potencia gasífera en ciernes, dado que alberga las segundas reservas mundiales de gas natural, detrás de Rusia. La ubicación geográfica del país, en plena “ruta de la Seda” entre Asia y Europa, una de las arterias comerciales más antiguas e importantes del mun-do, juega un papel fundamental en sus esfuerzos por proyectarse como potencia regional. Las cos-tas iraníes bordean el Estrecho de Hormuz, por donde sale la mayor parte del petróleo y el gas del Medio Oriente hacia los mercados internaciona-les, incluyendo las indispensables exportaciones sauditas. La capacidad iraní de amenazar con el corte de la “yugular” del sistema energético mun-dial en caso de conflicto bélico es una de las prin-cipales bazas estratégicas del país. Adicionalmente, Irán posee amplias costas sobre el Mar Caspio, y ha desarrollado una política co-ordinada estrechamente con los rusos para re-partirse la explotación de los recursos energéti-cos de la zona. Las reservas de hidrocarburos del Mar Caspio (estimadas en unos 200.000 millones de barriles) podrían representar una zona com-plementaria al Medio Oriente en materia de su-ministro de crudo por al menos veinte años.

MILKO LUIS GONZÁLEZ: “Mar Caspio: ¿región petrolera sustituta del Medio Oriente?”. PETRÓLEO YV, 2001.

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: AFP

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21 La planta de enriquecimiento de uranio en Natanz tiene secciones ente-rradas 18 metros bajo tierra, protegidas por paredes de concreto de dos metros de espesor. Precauciones similares han sido tomadas en la unidad de conversión de uranio en Isfahan. Ver: Richard Bees-ton: “Hawks have warplanes ready if the nuclear diplomacy fails”. The Times, 7 de febrero de 2006.

22 Conn Hallinan: “Targeting Teheran”. Foreign Policy in Focus, 25 de enero de 2006.

23 La armada de EEUU también tiene un grupo de combate en el Golfo Pérsico, incluyendo un portaviones y buques armados con misiles de crucero Toma-hawks. Sin contar con la posibilidad de utilizar bombarderos “invisibles” B-2, que partan desde sus bases en los Esta-dos Unidos.

24 De acuerdo con Sam Gardener, un coronel retirado de la Fuerza Aérea esta-dounidense y experto en juegos de gue-rra. Ver: Washington Post: “Military force can´t destroy our atomic program: Iran”. 27 de marzo de 2006.

25 International Crisis Group: “Iran: Is There a Way Out of the Nuclear Impas-se?”. 23 de febrero de 2006.

26 Seymour Hersh: “The Iran Plans”. The New Yorker, 08 de abril de 2006. Dispo-nible en: http://www.newyorker.com/printables/fact/060417fa_fact

27 El Oxford Research Group publicó un informe donde se destaca que cualquier ataque aéreo contra el programa nuclear iraní produciría miles de muertos, dado que muchas de las instalaciones se en-cuentran en zonas urbanas altamente pobladas, y las incursiones se darían de manera sorpresiva, tratando de eliminar la mayor cantidad posible de personal técnico. Incluso, maneja la posibilidad de que la destrucción de instalaciones como el reactor nuclear de Bushehr pueda producir la dispersión de material radio-activo a lo largo de toda la región. Ver: The Guardian: “Thousands would die in US strikes on Iran, says study”. 13 de febrero de 2006.

28 El ataque israelí contra Osirak ha sido calificado por algunos como un “éxito táctico, pero un fracaso estratégico”,

precisamente porque luego del bombar-deo, Irak redobló sus esfuerzos para desarrollar el programa nuclear, esta vez de forma clandestina. El personal que trabajaba en el proyecto se incrementó de 700 técnicos a más de 7.000. Para 1991, al final de la Primera Guerra del Golfo, el desarrollo total del proyecto era más avanzado que cuando Israel lanzó su incursión aérea. Ver: Cirincione, Joseph: “No Military Options”. Carnegie Endowment for International Peace, 20 de enero de 2006.

29 Este es un pronóstico compartido por la Defense Intelligence Agency (Agencia de Inteligencia de Defensa - DIA); la Universidad de Maryland; y el Internatio-nal Institute for Strategic Studies de Londres, entre otros. Ver: Cirincione, Joseph: “No Military Options”. Carnegie Endowment for International Peace, 20 de enero de 2006.

30 El cierre del Estrecho de Hormuz por treinta días podría reducir el PIB de Esta-dos Unidos en un 7 %. Ver: Washington Institute for Near East Policy: “What Else Can Be Done about Iran´s Nuclear Pro-gram?”. 23 de noviembre de 2005.

31 Una de las mayores milicias chiítas en Irak es el Ejército Mahdi de Moqtada al Sadr, que ya se ha levantado dos veces contra la coalición.

32 La victoria de HAMAS en las eleccio-nes legislativas palestinas y su conse-cuente presencia en el gobierno limita su capacidad de participar en acciones de violencia, en un momento en el que lucha por ganar aceptación internacio-nal; adicionalmente, HAMAS mantiene una tregua unilateral desde hace más de un año. Por otro lado, la Yihad Islámica se ha caracterizado por ser el grupo palestino más influenciado por Irán, y es responsable de los últimos ataques suici-das en contra de Israel.

33 Algunos expertos dan por desconta-da una ola de terrorismo mundial en caso de una agresión a Irán, e incluso una alianza táctica entre Hezbollah y grupos vinculados con Al Qaeda. Ver: Washington Post: “Attacking Iran May Trigger Terrorism”. 2 de abril de 2006.

34 The Economist: “Country Briefs: Iran Forecast”. Disponible en: http://www.economist.com

la importante presencia aeronaval de Estados Unidos en la región30.

Irán utilizaría sus vínculos con grupos militantes islá-micos para atacar intereses de EEUU y los países occiden-tales. En Irak, podría movilizar a milicias de la población chiíta, e incrementar la presencia de sus cuerpos de inte-ligencia para complicar aún más la situación de las tropas estadounidenses31. Los iraníes pueden utilizar a grupos palestinos como Hamas y la Yihad Islámica, para que incrementen sus ataques contra Israel32. En Líbano, Hez-bollah está en capacidad de atacar ciudades israelíes con misiles, y podría movilizar sus redes para llevar a cabo atentados terroristas alrededor del mundo33.

Irán posee misiles balísticos, particularmente el Shahab 3, con los que está en capacidad de atacar una gran di-versidad de objetivos, incluyendo instalaciones petroleras

en los países del Golfo Pérsico aliados de Estados Unidos, como Arabia Saudita y Kuwait.

La constante en todas estas situaciones es un trasfondo de altos precios petroleros, que afectaría negativamente el desempeño de las economías occidentales. Un ataque contra Irán incrementaría aún más la inestabilidad en la región clave del sistema energético mundial, hasta el punto que la revista británica The Economist pronostica que EEUU aceptará el status de Irán como una potencia nuclear34. | PYV |

Irán posee misiles balísticos, particularmente el Shahab 3, con los que

está en capacidad de atacar una gran diversidad de objetivos, incluyendo

instalaciones petroleras en los países del Golfo Pérsico aliados de Estados Unidos,

como Arabia Saudita y Kuwait.

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Literatura| AUTOR GUSTAVO TOVAR ARROYO |

El otro holocausto…Semen sobre la historia, el poeta goza la urgencia de sembrar palabras en el vientre fecundo de la política. A modo de atentado, su verbo es la afila-da navaja que degolla la monstruosidad que se teje en las sociedades atragantadas por comilonas populistas.

No desisto, ya es reiterativo advertir el holocaus-to que nos asedia. Venezuela avanza “a paso de vencedores” hacia un festín de sangre. El primer indicio de nuestra carrera es la escandalosa tergi-versación que se ha dado al uso de las palabras. Fenómeno difícil de advertir desde el punto de vista político, pero fácil desde el poético. Es la hora urgente de filólogos y poetas. Pero ¿son poetas o filólogos personajes capaces de inyectar visiones históricas a sociedades desnutridas de ideales y sueños? Sin duda sí, la misión del poeta es, en estos casos, emancipar a la palabra e independi-zarla de la rabia humana, sugerir al individuo la defensa de la libertad verbal. El poema es su pretexto.

El segundo indicio del holocausto es el miedo. Digamos, el miedo es la primera impronta en el espíritu de un pueblo al que se le ha incubado un vicio verbal. La gente no sabe reco-nocer verdades ni mentiras si quienes vociferan en micrófonos adulteran hasta la náusea cada palabra proferida. La duda es la célula maligna que trenza su cáncer en las sociedades con-fundidas, y el miedo es su signo. El miedo, además, se convier-te de manera expedita en desdén y permite que los desmanes del poder público se proyecten acelerada y radicalmente en todas las esferas de la cultura sin mengua ni oposición alguna. El poeta puede desvanecer el miedo, al menos instantánea-mente, en esa eternidad mística que precipita y funde al lector ante un poema. El poeta siembra su germen liberador y con minúsculos soplidos aligera la carga lagañosa que pesa sobre la mirada de una sociedad aterrada y soñolienta. Esa es su victoria: el despertar de una conciencia.

Un tercer indicio de holocausto es la voluntad aniquilada de la sociedad civil, un hastío que resulta lastimoso testimoniar. El hombre libre, productivo, consciente, creativo y ético, pare-ciera, que baja la guardia y atiende con desidia su propio y gradual desfallecimiento. Digo “lastimoso” pues somos un país combativo que ha sabido liberarse de cualquier calaña de tiranía conocida. En los últimos años, ¿quién no ha sido abofeteado en conversaciones con extranjeros con la incierta aseveración

“Que nuestras verdades se vuelvan visiones y nuestros principios profecías. Las palabras, llamas; las razones, rayos.”

E. M. CIORAN

de que la frivolidad venezolana es la que ha suscitado la crisis neobolivariana que hoy desgarra nuestro quehacer político?

(¿O será que sí somos frívolos?)El holocausto posee de si sus facetas, no sólo se calibra por la

sangre derramada entre su gente; la tergiversación verbal de sus líderes, el miedo, la desidia y la rendición de un pueblo forman parte de su urdimbre. Una sociedad exangüe, sin voluntad de lucha, es peor que una sociedad aniquilada, por su lucha. En Venezuela ya la sangre inútil manchó su suelo. ¿Hasta qué punto se ha rendido su pueblo?

La bala…Cuando las ideas políticas son fijas, tarde o temprano se soli-difican, y el contenido del diálogo que proponen es un ir y venir de balas y de tanques. La bala como mecanismo de lucha política, sin duda, forma parte del abanico de estrategias que emplean los esclavistas para hacerse del poder y conser-varlo. El imperialismo, el fascismo y el comunismo, o sea, cualquier forma de ideocracia totalitaria, cultivadores de la bala como recurso político, son herencia viva de una misma piedra filosofal: el oscurantismo medieval.

Las ideocracias totalitarias son fascistas o comunistas. En el caso de los fascistas, usan la bala con cólera para reducir al polvo a los pueblos conquistados; los comunistas, con hipocresía y tergiversación verbal, la usan para reducir la

Mi siembra...


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[ l i t e r a t u r a ]

voluntad y el ánimo del individuo hasta esclavizarlo. He allí la dificultad para combatir el comunismo: no desatan ríos de sangre para avasallar al Ser, embaucan y someten algo peor: la voluntad y el ánimo espiritual de los pueblos; a veces sin tantas balas, tan sólo con unas cuantas disparadas quirúrgicamente a los “disidentes”, como en Cuba. La dádi-va, ofrecida por autócratas comunistas como paliativo del hambre, es el perfidioso mecanismo político que emplean para la reducción moral del pueblo. ¿Cómo se combate se-mejante ruindad?

Doble dificultad para el poeta: por un lado, encontrar la palabra que degolle la quimera ideológica totalitaria; y por otro, abastecer de sueños y de destino a una sociedad exangüe, extenuada y abatida. La primera reacción, no guerrerista, que se debe producir ante regímenes políticos que buscan escla-vizar a sus pueblos debe ser análoga a la empleada por sus gestores totalitaristas, esto es, una reacción verbal, y es la misión histórica de poetas y filólogos advertirla. No sólo advertirla: combatirla. Aquí el poeta no sólo es ilustrador, es soldado histórico.

La otra siembra…Hipotéticamente, siempre me he cuestionado sobre los métodos que en lo personal hubiese empleado para combatir a un Hitler si me hubiese tocado padecer los preludios de su maldición política.

Desde el punto de vista especulativo, que todo acepta y permite, para detener tempranamente a un Hitler se podría haber empleado una bala en el centro de su frente y así evitar millones de muertes y la devastación de Europa. Para algunos esa hubiese sido la solución más ética. Sin embargo, resulta fácil escribirlo pero muy difícil efectuarlo, sobre todo para aquellos que como yo no sabemos ni disparar una flecha.

Pregunto: ¿Existe un mecanismo político anterior a la bala?

Estoy convencido que sí lo hay. “Ilustrar” es la respuesta. Proceso largo y tumultuoso, la ilustración individual, pero masiva, es el antídoto que nos libra de las balas como recurso político.

El comunismo o el fascismo son las respuestas políticas que florecen en culturas desgastadas moralmente. La “revuelta” a valores, visiones y destinos históricos –a modo de utopía– se ofrecen como escape político en sociedades aturdidas y as-queadas. Desde el punto de vista político la “revuelta” –revo-lución es la palabra preferida de los fingidores históricos– de-viene revoltijo, claudicación y sangre.

A esa pseudo “revuelta” deseo llamarla la otra siembra, pues resulta en un esfuerzo de cambio radical que promete una suerte de tierra prometida.

El comunismo y el fascismo, para resguardarse y patroci-nar su eternidad, crean una nueva cosmogonía humana, replantean la historia y ofrecen una interpretación tergiver-sada del destino de los pueblos. Este colosal embrollo histó-rico que intentan implantar sólo puede ser combatido con otro andamiaje o cosmogonía de semejante envergadura. Una tras otra, cada falsificación histórica debe ser contra-

rrestada con la verdad, y cualquier movimiento político que desee hacerle mella a las ideocracias totalitarias debe, sin miramientos, ofrecer su propia lectura y su propia interpre-tación del destino de los pueblos. El liberalismo es el único anticuerpo frente a la plaga autoritaria. No se puede perder el tiempo en debates menores, ante cualquier iniciación totalitaria sólo cabe profundizar la ilustración y rehabilitar el lenguaje liberal.

¿Por qué resultará tan difícil hacerlo?

Mi siembra…La contribución de un poeta es la palabra, no la bala. La palabra edificante y forjadora. Después de mucho cavilar, concluyo que a Hitler no lo hubiese combatido con una bala en el centro de su frente sino con un poema en el centro de su alma. ¿Lo hubiese ofendido? Seguramente no, pero al menos las generaciones futuras habrían destacado una inten-ción desmanteladora a su infame ejercicio político.

Siempre hay que dudar de quien por causa “humanista” emplea la bala o el tanque para reducir la voluntad del hom-bre. ¡Siempre!

Sin sometimientos ideológicos, teológicos o políticos, la li-bertad del ciudadano frente al poder es la máxima aspiración humana y hasta política.

La Venezuela de principio de siglo XXI es una tierra sometida a los antojos de uno o de unos cuantos. No hay libertad, hay sometimiento Se llegó a ese punto después varias décadas de descuido espiritual. La inmoralidad pe-netró cada uno de los resquicios más ocultos de esta nación. El venezolano, ser de barro, se mancilló en su propia cié-naga de trampillas, maquinaciones e intrigas. La descom-posición de valores lo llevó a la podredumbre. Hoy, obvia-mente, la podredumbre gobierna. No sé si es fascista o comunista, pero sí sé que es una ideocracia totalitaria y que el vicio social exaltó la podredumbre hasta la cumbre. ¿Cómo combatirla? ¿Con balas? No, ni de vaina. Podemos enceguecer al gobernante, pero la podredumbre permane-cerá intacta. Hay que ofrecer puentes de diálogo con aque-llo que nos asquea porque a fin de cuentas ese asco forma parte de nosotros mismos.

Mi siembra, ante semejante escenario, es la palabra; mi ejercicio político, la otra mejilla. Hay que resistir para que prevalezca la libertad y la vida. Sólo el humanismo y la inte-gridad espiritual nos redimen en esta hora aciaga. La ilustra-ción es la llave maestra que abrirá las puertas de un nuevo venezolano, más creativo, crítico, ético, y, por lo tanto más consciente y libre. ¿Cómo comenzamos? ¿Aniquilando y humillando a nuestros compatriotas? Lo dudo. La situación es endemoniada. Los empujones y mordiscos no nos han llevado a nada; las balas, menos.

En mi caso, no disparo, escribo, esa es mi siembra en el vientre enlodado de la política. ¿Comunismo o fascismo? La misma tergiversación y la misma trampa. Su tierra prometida es el abatimiento del ser humano; su fin, la esclavitud y la sangre derramada: el otro holocausto, el que encarcela y somete el alma humana… | PYV |

Ganadores del Oscar 2006. Mejor Actor y Mejor Actriz principal: Philip Seymour Hoffman y Reese Witherspoon.

FOTO: AFP

Cine | AUTOR LUIS SEDGWICK BÁEZ |

Y después del OSCAR…

Los premios Oscar de la Academia de Hollywood son cosa seria y apabullan a cualquier otro premio en el mundo

de la cinematografía. Son como los Nóbel de literatura. Aunque esto no significa que sean sinónimo de excelencia. En la lista de los diez mejores films de todas las épocas, que la revista Sight & Sound envía a críticos de todo el mundo cada diez años (la última encuesta fue en 2002 y figuraron: “El ciudadano Kane” (Welles); “Vér-tigo” (Hitchcock); “Las reglas del juego” (Ren-dir); “El padrino I y II” (Coppola); “Historia de Tokio” (Ozu); “2001: Odisea del espacio” (Ku-

brick); “El acorazado Potemkin”(Eisenstein); “Amanecer”(Murnau); “8 ½” (Fellini) y “Cantan-do bajo la lluvia”(Donen) vemos que solamente “El padrino I y II” recibió el Oscar como mejor film y “8 ½” como mejor film extranjero.

¿Quién recuerda a Jane Wyman, que ganó el Oscar como mejor actriz en “Johnny Belinda” en 1948? Salvo que se casó con Ronald Reagan, también actor, y precisamente no lo recorda-mos como actor sino como Presidente de los Estados Unidos. ¿Quién lee (o recuerda) o Grazzia Deledda ganadora del Nóbel en 1926? Y así las cosas...

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[ c i n e ]

Los premios Oscar 2006 siguen revelando cuán conservadores son los miembros de la Academia. Después de haber cosechado cuan-to premio importante existe en el camino (León de Oro en Venecia, Globos de Oro, el Bafta británico) este año la Academia concedió el galardón como mejor film a “Crash” de Paul Haggis en vez de la favorita “Brokeback Mountain”de Ang Lee quién recibió en vez, y como consolación, el Oscar como mejor direc-tor. Los miembros de la Academia –la gran mayoría habitantes de Los Angeles– prefirie-ron a “Crash” por sentirse retratados en ese film, una historia entrelazada con ribetes de racismo, sadismo, discriminación, inmigra-ción (más actual, imposible!) e infidelidad, con un excelente guión y actuaciones en con-junto, que validar un film sobre dos cowboys gays que se enamoran , aunque cinematográ-ficamente “Brokeback Mountain” sea superior al film ganador.

Cuando me corresponde evaluar un film lo hago únicamente bajo el enfoque crítico (ac-tuación, dirección, guión, musicalización, as-pectos técnicos) y ajeno a la persona involucra-da, pues no me toca juzgarla moralmente, tampoco si el film tiene o no mensaje, si es o no violento, o romántico, o si el film es comercial o del circuito de arte y ensayo. Alguien que conozco, que todo lo toma a lo personal (algo muy venezolano), rechaza categóricamente la obra de Picasso pues según parece, en la vida cotidiana, este genio de la pintura era un c….de…m. Otra amiga, siente aversión por Jane Fonda (siempre una gran actriz) pues no com-parte su punto de vista político. Otro amigo aborrece a Vanesa Redgrave (otra gran actriz) por los mismos motivos. También tengo la lista de mis diez mejores films y la otra lista, de es-cogencia subjetiva y que desde el punto de vista crítico algunos films pueden ser pésimos, como “El último cuplé”, con Sarita Montiel, un film sublimamente cursi pero que encantado lo vería cien veces. Y así las cosas...

Un nuevo maestro de ceremonias, Jon Stewart, conocido anfitrión de varios shows de televi-sión, tomó las riendas del evento, un tanto miedoso al principio, siempre sobrio, pero sus comentarios, a lo largo de la jornada resultaban subjetivos, un toque que no lo encontré apro-piado pues cada quien tiene sus preferencias en cuanto a films y a sus premios, y, al inclinarse por una película o una persona descalifica in-mediatamente al otro, es algo que se piensa pero que no se dice públicamente pues su función es de servir de intermediario entre la audiencia

presente (incluyendo a los telespectadores) y los premiados. Algo así ocurrió con Jack Nichol-son cuando abrió el sobre para escoger al gana-dor como mejor film que espetó un sonoro y rotundo “No”, al extrañarse que “Crash” haya sido la escogida.

En el renglón de film extranjero la Academia optó también por mantenerse neutral evitando entrar en honduras políticas. La palestina “Pa-radise now” de Hany Abu-Assad sobre dos te-rroristas que deciden inmolarse para vengar la ocupación israelí en su territorio recibió una fuerte presión internacional para que no reci-biera el Oscar, aunque subyace en el film un enfoque de tolerancia. También fue desechada la italiana “No digas” de Comecini sobre dos lesbianas y la alemana “Sophia Scholl- los últi-mos días” sobre una resistente que observa las atrocidades del Tercer Reich denunciando y confrontando al régimen de Hitler. La ganado-ra resultó “Tsotsi” que apuntaba sobre la vida violenta de un jefe de banda en los arrabales de Johannesburgo y catalogada como la “Ciudad de Dios” sudafricana.

No era ninguna novedad que Philip Sey-mour Hoffman se llevara el Oscar como mejor actor en “Capote” interpretando a Truman Capote con los mismos seseos y amaneramien-tos del autor de “En sangre fría”, aunque Joa-quin Phoenix tampoco se hallaba muy atrás encarnando al tormentoso Johnny Cash en “Walk the Line”.

También favorita, Reese Witherspoon sonrió efusivamente cuando se la nombró mejor actriz como la temperamental June Carter, esposa de Johnny Cash en aquel film, aunque Felicity Huffman fungía como gran aspirante como la transexual en “Transamérica”. Muchos de estos films antes mencionados aún no han llegado a Venezuela pero es fácil encontrarlos en forma-to DVD en manos de los buhoneros. A propó-sito, un envejecido Jack Warner, presidente de la Academia, exhortó a los millones de televi-dentes que presenciaban la entrega de los Os-cares a seguir viendo los films en pantalla grande por mil y una razones. Claro, los inte-reses económicos detrás de toda producción entran en juego y el futuro de muchos directo-res y productores dependen de él. Pero, ¿si los films no llegan a Venezuela es acaso pecado verlos en formato pequeño?

En general y obviando los premios de carác-ter político, los Oscares 2006 resaltaron por un tono justo y bien merecido que los galardona-dos (y nosotros) festejamos con igual regocijo. Y así las cosas… | PYV |

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Literatura| AUTOR NUMA FRÍAS MILEO |

Un cafecito bien cargado

Ha llegado a pasar los bochornos de la menopau-sia. No es capaz de aceptar su edad como lo haría una mujer digna. Para ella los principios

han dejado de serlo y se mueven entre el vacío de meros conceptos. Hoy se exhibe, sin el menor reparo, con la grosería que insulta las bondades de la cirugía plástica. La belleza se le escapa. Nunca ha sido de ella. Toda su piel, estirada o no, luce las huellas de la frivolidad.

Deben reunirse, la decisión es impostergable. Uno de ellos aún no ha confirmado su asistencia. Lo llama: – ¿Vienes o no?

– Es que… –el hombre titubea–. No sé.– No sabes ¿qué? –le grita con voz de vieja porque para las cuerdas vocales, cansadas, no hay cirugía que valga.– No quisiera negociar –repone el hombre con debili-dad. – Ya me lo imaginaba –agrega con cínica maestría–. Te repito que la cosa es esta noche… –con tono grave le suelta el ultimátum– ¡Vamos y sin condiciones!

Todos están bajo amenaza. Claro que lo sabían, incluso antes de que el gobierno dejara filtrar la información para que los medios continúen con la guachafita de siempre.


P E T R O L E O Y V | 63 |

Hace rato que el desvelo se despidió de la medianoche. El propio madrugonazo. En la sala antigua de Palacio la lámpara ilumina con discretos rayos el lomo del piano de media cola, cuyas teclas enfermas de polvo, revelan su edad inútil con el amarillo del desuso. El trasnocho va de gratis, todavía no se habla del tema. Sobre la mesa, junto al ramo de nardos, hay tres carpetas llenas de reportes “confidenciales”. A través del enorme ventanal se cuela el soplo de un aire fresco cabalgando con el aroma de los mangos verdes bajo el plateado manto de la luna y las estrellas. El rugido del monstruo urbano ha mitigado su furia, a esa hora los tímpanos acostumbrados lo echan de menos. El sentido absurdo del aturdimiento.

Con frecuencia, cualquiera de ellos lanza un suspiro, el resto ni siquiera se queja. Más que palabras, los momen-tos se suceden al ritmo del tic tac del silencio. Ninguno se atreve. Al tanto y sin dudas, quieren, sin poder hacerlo, em-pujar el peso intangible del chantaje gobiernero.

Cerca del piano y bajo los re-tratos de dos próceres, se sienta uno de ellos con la sonrisa que ha practicado incontables veces frente al espejo. Su caballerosi-dad se esfuma con la hipocresía de sus pasos. “Cualquier cosa es preferible –se dice– a que me lleven preso”. Nada que sopesar. Nada que analizar. Su concien-cia intranquila será domada cuando todo pase, cuando el pueblo se entere que él ha obrado pensando en los suyos. Además hay un coro de sirenas listas para entonar el canto, apaciguar los ánimos y continuar con el realismo eterno en las tierras del tró-pico: “Bochinche, bochinche, esta gente no sabe hacer sino bochinche”.

De repente, el pequeño grupo se asusta. Un tipo, joven y fuerte, entra dando un portazo. Su guayabera blanca destaca entre las sombras. Es obvio que la vanidad del tipo ha sido aniquilada, tampoco le teme a ser un perfec-to ridículo. Llanero extraño, se ha cubanizado con lige-reza. Cuando habla, las palabras, desgarradas de patria, suenan con estrepitosa repugnancia. Es él a quien el Jefe ha elegido para servir de recadero. La carne y la sangre del edecán torpe, adulador, violento.– Ya es hora –anunció el tipo con ansiedad perentoria–. ¿Decidieron?– ¿Cuáles serían las consecuencias? –indagó el hombre que

no desea negociar, como para hacerse el duro, el valiente.– Ah pues… ¿te vas a hacer el loco ahora?– ¡Loco no! Lo que pasa es que no quiero ir preso.– Óyeme tú; más te vale que entiendas de una buena vez.– ¿Qué es lo que tengo que entender?– Chico, el Jefe necesita contrincantes… ¿Entendiste?– Pero hasta cuándo les voy a decir –dice quien pierde la elegancia con la falsedad de sus pasos– que a mí no me interesa.– Chico, búscate a alguien. Óyeme, por ahí lo que sobra son altaneros.

De acuerdo. Bajo amenaza, el chantaje ha penetrado, tal cual y sin lubricación. Una hebra podrida que corroe

los tejidos de la voluntad. Las señales primarias de la traición vienen como en carroza y com-parsa. La macabra ignorancia dará la estocada final. Se burlan, en medio de risitas nerviosas, con los temblores de Poncio Pi-lato. La vieja plástica añora un cafecito al advertir los destellos del alba.– Lo que me preocupa, en reali-dad –dice cualquiera de ellos– es ¿cómo hará el Jefe para sembrar el petróleo?– Óyeme tú, eso no es asunto tuyo.– Sí, pero… ¡es que hay tanta pobreza!– ¿Y a ti qué?

– Exacto, lo importante es conservar la libertad, sea como sea.

El tipo está dispuesto a atender los deseos imperiosos de la plástica. Todos, con la resaca de la tensión, pagarían cualquier precio por un conlechito, quizá por un negrito bien cargado.

Fuera, el rocío escarcha el jardín que está muy lejos. Entre ellos se contagia el bostezo que anuncia el trajín del engaño, el agite egoísta que finge coraje y conduc-ción social.

La tragedia jamás será escrita. Para coronar el pacto de unos y la traición de otros, entra

una doncella con una enorme bandeja de plata con las tazas dispuestas. Un hedor sin refinar ahoga el espacio. – ¿Sembrar el petróleo? –inquiere el tipo.

La situación destruye la racionalidad.– Óyeme tú, te guste o no, aquí van a tomar petróleo en vez de café. | PYV |

[ l i t e r a t u r a ]

Todos están bajo amenaza. Claro que lo sabían, incluso antes de que el gobierno

dejara filtrar la información para que los medios continúen

con la guachafita de siempre.

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Barril de Oro

Ludwig von Mises

Economista austríaco, nace en Lem-berg, en el imperio Austro Húnga-

ro, actual Lvov (Ucrania), en 1881. Estudió en la Uni-versidad de Viena, de la que luego sería profesor (1913-38). Emigrado de su país, enseñó en el Graduate Institute of International Studies de Ginebra y en la Universidad Nacional de México (1942). Miembro del National Bureau of Economic Research (1940-44), en 1946 se nacionalizó estadounidense y fue profesor de la Universidad de Nueva York (1945-69). Perteneciente a la llamada «escuela austríaca», fue siempre defensor del liberalismo económico en oposición al socialismo y a la intervención estatal en la vida económica; en este sentido escribió Die Gemeinwirtschaft (1922), publica-do posteriormente con el título Socialism: An Economic and Sociological Analysis, y Kritik des Interventionis-mus (Crítica al intervencionismo, 1923-26), que conti-nuó en Omnipotent Government (Gobierno omnipo-tente, 1944) y en su tratado de economía Human Action (Acción humana, 1949). También publicó The Theory of Money and Credit (La teoría del dinero y del crédito, 1934) sobre temas monetarios y Theory and History: An Interpretation of Social and Economic Evolution (1957) y The Ultimate Foundation of Economic Science: An Essay on Method (1962).

Estudiando en la Universidad de Viena, Mises descubre Principios de la Economía por Carl Menger, trabajo que marca el inicio de la Escuela Austríaca de Economía basada en la acción individual y la importancia de la economía de mercado. Mises resulta un excelente estu-diante de post doctorado en sus estudios en la Univer-sidad de Viena impartido por el Eugen von Bohn-Bawerk. Entre sus logros se encontraría una devastadora refuta-ción de la teoría marxista del valor. En 1906 se recibe por la Universität Wien (Universidad de Viena) como doctor en jurisprudencia, siendo doctor en derecho canónico y romano. En su Theorie des Geldes und der Umlaufsmitte (Teoría del Dinero y del Crédito) en 1912

desarrolla lo que para muchos era imposible: integrar la teoría del dinero en la teoría general del precio y la uti-lidad marginal. Mises en su Teoría del Dinero revive la olvidada Escuela Monetaria Británica prominente hasta mediados del siglo XIX. Entre 1914 y 1918 es llamado a servicio al iniciar la I Guerra Mundial, deja Viena en el verano de 1914, sirve en el ejército como capitán de ar-tillería en el frente del este, hacia el final de la guerra trabaja en asuntos económicos en la armada en Viena.

En 1919, Mises iba a demostrar por qué un sistema económico desarrollado no puede funcionar sin precios de mercado. Ya no es posible elegir entre capitalismo y socialismo. El sistema socialista es incapaz de ofrecer condiciones de vida dignas -ni siquiera es capaz de ga-rantizar la subsistencia- al volumen de población que el capitalismo ha hecho posible. Algo que las repetidas hambrunas del socialismo real (Lenin, Stalin, Mao, Pol Pot, Mengistu, Castro), o el colapso final de la versión menos radical instalada tras el estalinismo, ha venido a confirmar.

Mientras aumenta su comprensión de los fenómenos económicos, políticos e históricos, comienza a instalar-se en él un pesimismo trágico compartido por aquellos que ya por entonces advertían el cúmulo de calamidades hacia el que se dirigía el mundo. Primero la Guerra. Luego el Bolchevismo. La Hiperinflación. Más adelante la Crisis Económica, el Nazismo y otra Guerra incluso más devastadora. Incapaz de frenar la barbarie, veía ante sus ojos desaparecer la civilización. En 1949 mises pu-blica su obra cumbre: “La Acción Humana”. El mayor tratado de teoría económica publicado desde el fin de la I Guerra Mundial y, quizás, la obra más importante jamás escrita sobre la materia. En 1957 publica Teoría e Histo-ria donde además de refutar al marxismo y al historicis-mo, ubica las diferencias y funciones reales de la teoría y la historia en la economía. En 1969 Mises publica su último ensayo intitulado El Marco Histórico de la Escue-la Austríaca de Economía.

Conquistando un prominente lugar entre los pensa-dores del siglo XX, Ludwig von Mises está considerado por muchos como el más grande economista y uno de los más grandes pensadores del siglo XX.

Fallece en Nueva York el 10 de octubre de 1973 en el St. Vincent’s Hospital a la edad de 92 años. | PYV |

FOTO: CORTESÍA LUDWIG VON MISES INSTITUTE

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