Pdvsa cambia de estrategia para la constitución de empresas mixtas en la Faja Petrolera del Orinoco y ahora apela a empresas privadas con capital local, en lugar de a otras corporaciones estatales, con el objetivo de asegurar la capacidad e inversiones necesarias para incrementar la producción a entre 1.500.000 y 2.000.000 de barriles por día en 2020, según refiere una nota de Argus Media.
El Tribunal Supremo de Justicia aprobó la constitución de nuevas empresas mixtas, como parte de un plan de Pdvsa para rescatar un esquema en crisis y que no estaba dando los resultados esperados; sin embargo, este proceso no estará exento de polémica.
El socio privado del consorcio PetroSur, que tiene previsto explotar el bloque Junín de la Faja, es una empresa denominada Inversiones Petroleras Iberoamericanas (IPI) que, según la nota citada, es una empresa registrada en Chipre y donde participan el «ex presidente y director ejecutivo de Repsol, Alfonso Cortina, el ex asesor de asuntos legales de Repsol, Ramón Blanco Balin, y el inversionista venezolano Alejandro Betancourt, el socio principal de Derwick Associates, según documentos legales venezolanos, españoles, holandeses y chipriotas e informes internos de Pdvsa y correspondencia obtenida por Argus».
Derwick es una marca polémica porque se la ha vinculado a presuntas irregularidades en la contratación de equipos durante la emergencia eléctrica de 2010. El ex ministro de Petróleo, Rafael Ramírez, de hecho cuestionó recientemente que el TSJ haya autorizado la asociación de Pdvsa con una empresa donde participa Betancourt. A «esta empresa le están entregando Junín 10, que es una de las mejores áreas de Pdvsa en la Faja. Espero que tengamos un gobierno nacionalista y responsable, y que todo esto se revierta», dijo el ex presidente de la petrolera estatal, también señalado por presuntos actos de corrupción, al portal Sumarium.
Este bloque cuenta con reservas de crudo extrapesado por el orden de 1.030 millones de barriles. IPI realizará un pago inicial de 400 millones de dólares a Pdvsa por los derechos de desarrollo de Junin 10.
Este campo fue originalmente asignado en 2010 a una empresa conjunta de Pdvsa con la CNPC estatal china. CNPC se retiró en 2014 después de que PdV no pudo pagar su participación en la inversión de capital.
Pdvsa está trabajando en otra asociación upstream en el este de Venezuela, donde su accionista minoritario en el inactivo proyecto PetroDelta propone gastar 800 millones de dólares, durante tres años para producir 100,000 b / d de crudo pesado a cambio de un control operativo completo y derechos de comercialización.
El propietario del 40% de PetroDelta es CT Energy, cuyos altos ejecutivos son el magnate venezolano de telecomunicaciones Oswaldo Cisneros y el presidente de Element Capital Advisors con sede en Panamá, Francisco D’Agostino, también venezolano.
PetroDelta abarca seis campos maduros en los estados de Monagas y Delta Amacuro. A fines de 2012, los campos tenían reservas probadas de 107,8 millones de barriles de crudo mayormente pesado que oscilaban entre 12 ° y 22 ° API, más gas asociado, según el Ministerio de Petróleo.
El despacho especificó cinco de las empresas revisadas como PetroCumarebo, Baripetrol, PetroOritupano, PetroGuarico y PetroUrdaneta, que produjeron solo 2.340 b / d combinados a fines de 2018 cuando la meta era de 7.300 b / d en 2017, dice el gobierno.
Los cambios no fueron comunicados a la Asamblea Nacional controlada por la oposición, que tiene un mandato constitucional para aprobar todas las empresas conjuntas petroleras.
La producción de petróleo de Venezuela se ha recuperado en los últimos meses, alcanzando un promedio de 770,000 b / d en noviembre, frente a 650,000 b / d en septiembre, según las estimaciones de Argus. Se espera un nuevo repunte en el promedio de diciembre.
