Pdvsa suspendió a mediados de año la costosa importación de nafta, un producto refinado que había estado utilizando en los últimos años para diluir su crudo extrapesado del Orinoco.

Grandes petroleras foráneas en Venezuela están ofreciendo en venta a la estatal Pdvsa crudos livianos de países como Nigeria y Estados Unidos, a fin de ejercer un mayor control sobre la calidad y el costo de las mezclas que están produciendo en conjunto en la Faja del Orinoco y empujar al alza la extracción, dijeron fuentes cercanas a las negociaciones.

Pdvsa suspendió a mediados de año la costosa importación de nafta, un producto refinado que había estado utilizando en los últimos años para diluir su crudo extrapesado del Orinoco.

En sustitución, inició compras de crudo ligero Saharan Blend de Argelia, un aliado de Caracas en la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), para formular mezclas que pueden ser vendidas a mejor precio.

Pero las fuentes dijeron que otras variedades de petróleo podrían ser más asequibles, especialmente crudos procedentes de Estados Unidos que implicarían menores fletes o los de África occidental que se están ofreciendo con grandes descuentos.

Las fuentes declinaron ser identificadas al no estar autorizadas a hablar públicamente sobre el asunto.

"Les estamos ofreciendo tres tipos distintos de crudo: Eagle Ford de Estados Unidos, crudos de África occidental y Caspian", dijo a Reuters un ejecutivo de una de las empresas mixtas de Pdvsa con firmas extranjeras.

Los crudos estadounidenses podrían ser exportados a Venezuela a través de licencias de intercambio que están siendo solicitadas, agregó.

Hasta ahora, sin embargo, Estados Unidos no ha concedido públicamente permisos para intercambiar su crudo por petróleo extranjero, una de varias lagunas de una prohibición a la exportación de petróleo doméstico que acumula décadas.

Una fuente de otro proyecto en el Orinoco dijo que la variedad iraquí Basrah Light y crudos nigerianos también están siendo considerados como opciones de diluyente.

Por un lado, estas nuevas ofertas son una respuesta lógica a los cambios recientes en un mercado sobreabastecido de crudo y con precios declinantes que está viendo a Venezuela emerger como un nuevo importador.

Pero para los socios de Pdvsa en las empresas mixtas de la Faja, el contar con opciones alternas de crudo tiene más que ver con garantizar el empuje de la producción temprana, que requiere de fuentes estables y rentables de diluyentes.

Venezuela tiene mejoradores de crudo pesado que pueden procesar hasta 620.000 barriles por día (bpd). Los diluyentes son necesarios para transportar, mezclar y exportar casi la totalidad del resto del bombeo del Orinoco, que supera 1 millón de bpd, así como para los barriles que se están agregando.

La petrolera estatal no respondió a solicitudes de comentarios.

Pdvsa importó hasta 4 millones de barriles de crudo argelino en noviembre para diluir la producción de una empresa mixta con la noruega Statoil y la francesa Total. También compró unos 2,7 millones de barriles de crudo ruso Urales para su refinería en la isla caribeña de Curazao.

Aunque se asienta sobre las reservas de petróleo más grandes del mundo, la producción venezolana de crudos livianos y medianos que alguna vez se usaron como diluyentes está en caída.

La estatal inició producción temprana en seis nuevos proyectos en la Faja desde el año pasado con firmas extranjeras, entre ellas la estadounidense Chevron, Repsol de España, la italiana ENI, PetroVietnam, China National Petroleum Corporation (CNPC) y un grupo de empresas rusas lideradas por Rosneft.

La nueva producción -unos 20.000 bpd según fuentes no oficiales- no está siendo procesada en mejoradores, sino mezclada con otros crudos para crear variedades de exportación como el Merey, de manera que la demanda de diluyentes va en alza.

"Estamos buscando un contrato de seis meses con PDVSA que implicaría unas pocas entregas grandes de crudo", añadió una de las fuentes.

Las partes están en las primeras etapas de las negociaciones mientras PDVSA intenta sortear sus bien conocidos problemas de flujo de caja, que le han dificultado conseguir fuentes de crudo asequibles para el largo plazo. Aún está por definir quien pagaría por los nuevos crudos, si la casa matriz o sus empresas mixtas, y si los socios pueden ofrecer mejores precios.