Abr 03, 2023

La Exportación de Gas de Venezuela

Jesús M. Aboud García


 

Recientemente han surgido varias iniciativas para la exportación de gas desde Venezuela, teniendo como destino a Trinidad&Tobago y a Colombia, ambos con mercados deficitarios de gas y donde existe la posibilidad cierta de una monetización atractiva.

Los proyectos o ideas de más reciente data para exportar gas natural son los siguientes:

  1. Desarrollo del Campo Dragon en el Norte de Paria para exportar su gas a través de las instalaciones del Campo Hibiscus, y de allí, transportarlo hasta el complejo del Atlantic LNG en Trinidad. Es un proyecto motorizado por los gobiernos de Venezuela y T&T, y detrás de ellos las empresas NGC de Trinidad y Shell, esta última con participación accionara en las plantas de licuefacción y en la producción de gas en T&T. Es un proyecto que se conceptualizó entre ambas naciones pero que tuvo que suspenderse por las sanciones de los EEUU, hasta la reciente emisión de una licencia por parte de OFAC que autoriza al gobierno de T&T a reiniciar las conversaciones al respecto, las cuales ya comenzaron con firma de un acuerdo de confidencialidad entre las partes. Se desconoce si el gobierno venezolano emitiría una licencia para completar el desarrollo de Dragon, o si, por lo contrario, insistirían en ejecutarlo con sus propios recursos. Shell podría ser el licenciatario de mayor conveniencia. Tampoco se conocen los términos comerciales que regirían ese negocio
  2. Desarrollo de los campos Loran-Manatee, en la Plataforma Deltana del Rio Orinoco, donde existen acuerdos entre ambos países en cuanto a la unificación de los yacimientos y la explotación conjunta. La empresa Shell se encuentra en las fases preliminares del desarrollo de Manatee en una forma independiente, después que T&T, con base a los acuerdos entre ambas naciones, decidiera proceder de esa manera ante las demoras causadas por las sanciones por parte de los EEUU. Del lado venezolano, los derechos de explotación de Loran en el Bloque 2 pertenecen a Chevron. Aunque la interpretación del contenido de la Licencia 41 de la OFAC no es tan clara como quisiéramos, no parece incluir el caso de la licencia del Bloque 2 de Plataforma Deltana donde se ubica el campo Loran. Quizás Chevron podría requerir de otra licencia de la OFAC para este caso. El desconocimiento del contenido de la licencia a T&T por parte del público permite cualquier tipo de especulaciones. En todo caso, lo más razonable es que cualquier gas que se produzca en la Plataforma Deltana sea monetizado a través de Atlantic LNG, y en consecuencia no podría formar parte de la oferta al mercado interno de Venezuela.
  3. El desarrollo y explotación de los campos Mejillones y Patao del Norte de Paria fue otorgado a la empresa Rosneft y esta a su vez vendió los derechos a la empresa Rosneftegaz para evitar las sanciones de los EEUU. La licencia para esta explotación explícitamente establece que el destino del gas a producirse será la exportación. No se tiene conocimiento sobre si existen planes o intenciones de desarrollar estos campos en el corto-mediano plazo. Esos dos campos poseen reservas en el orden de los 8-9 billones de pies cúbicos y podrían sustentar una producción de 800 millones de pies cúbicos diarios.
  4. El desarrollo del Campo Perla se quedó en la mitad de su potencial por falta de acuerdo sobre la comercialización del gas entre las autoridades venezolanas y las empresas ENI y Repsol. La producción de ese campo puede duplicarse y con ello generar disponibilidad de gas para exportar a Colombia. Lo que se ha publicado como un potencial proyecto de exportación de 25 millones de pies cúbicos diarios no pareciera tener mucho sentido ante las inversiones que habría que realizar en el sistema de transporte desde Bajo Grande hasta Rio Hacha en Colombia. La necesidad de importación de gas a Colombia se ha convertido en un debate interno técnico esa nación, pero también ha sido un debate con alto dosis de política. Se estima que la satisfacción de la demanda de gas de Colombia requerirá el desarrollo de los descubrimientos costa fuera, de altos costos y tiempos de ejecución, o quizás de más descubrimientos en tierra firme.
  5. Y, por último, ha surgido la idea de un proyecto para corregir la grave situación del venteo de gas en el Norte de Monagas, donde los inversionistas tendrían como compensación económica la exportación de cierto volumen de gas. Se entiende que el proyecta contempla transportar el gas hasta Guiria y de allí hacia Atlantic LNG en T&T.

La iniciativa de exportar gas puede tener sentido económico, tanto para el inversionista como para el fisco nacional, aun cuando desconocemos hasta qué punto el interés nacional estaría siendo protegido con estas negociaciones realizadas todo bajo total opacidad.

Otro aspecto que requiere atención es la necesidad de analizar y entender si la exportación de gas significa de alguna manera un riesgo para los proyectos de industrialización, uso comercial y doméstico dentro del territorio nacional. Los que promueven la exportación de gas como emprendedores o inversionistas en el negocio, tienen todo su derecho en hacerlo y opinar en favor de ello. Sin embargo, los que promueven la exportación de gas pensando solo en el ingreso fiscal, están realmente soportando el modelo rentista del cual todos quisiéramos apartarnos.

Ciertamente existen ingentes recursos de gas en Venezuela; las reservas de 200 billones de pies cúbicos no pasan un estricto escrutinio técnico para calificar como reservas probadas según las definiciones más aceptadas internacionalmente, pero definitivamente cualquier cifra con que se termine después de un ajuste, sería de una magnitud que permite pensar que la exportación de gas es una actividad viable para Venezuela. El problema de las reservas no es su cuantía, sino la alta proporción que corresponde a gas asociado, lo que significa que ese gas no estaría disponible si el crudo no es desarrollado y explotado. En teoría el subsuelo debería contener suficiente gas para todos los mercados posibles, pero las preguntas sobre cual gas exportar, qué volumen, cuando, en qué condiciones y otras interrogantes más, deben ser resueltas por un análisis integral y técnicamente sólido de las fuentes de suministro y los diferentes usos actuales y futuros del gas en el consumo interno. Dicho en otras palabras, esto significa un ejercicio de balance de gas, que no solo incluya volúmenes, sino también probabilidades de ocurrencia, los aspectos de valor y precio y un enfoque integral de nación. Y tiene que ser un balance que considere todos los usos mermas y pérdidas en el sistema. No se propone un control del Estado en los negocios asociados a la producción, tratamiento y mercadeo del gas, por el contrario, la inversión y control del negocio debe estar en manos privadas. Pero si un entendimiento estratégico del tema, para de esa manera estar en capacidad de tomar las decisiones sobre las políticas que le corresponden al Estado establecer, en una manera oportuna y protegiendo el interés nacional.

En la conceptualización de ese balance de gas es necesario no ser mezquino con la potencialidad de desarrollo del país. Según el PODE del año 2014, el último publicado, en Venezuela se consumían 3,6 millardos de pies cúbicos diarios, cuando la producción era de 7,4 millardos. Ese nivel de consumo debe considerarse como línea de referencia a partir de la cual se debe crecer en los usos del gas, como consecuencia de la Venezuela próspera que todos deseamos.

Como ejemplo para ilustrar las posibles inconveniencias de promover negocios sin el entendimiento integral de la industria del gas en Venezuela podemos mencionar lo siguiente.

La solución del grave problema de la quema y venteo del gas en el Norte de Monagas con inversión privada es una iniciativa del mayor mérito y urgencia. Sin embargo, la retribución para el inversionista con el derecho a exportar gas significa que los ingresos para el proyecto ocurrirían solo después de al menos tres (3) años, cuando la infraestructura para exportación estaría construida. Se podría ser más creativo diseñando una retribución más cierta para ese inversionista como por ejemplo un derecho sobre producción incremental de crudo, posibilidad que sin duda existe en el Norte de Monagas. Otro aspecto para considerar es la necesidad de estudios de yacimientos técnicamente sólidos que soporten las decisiones en cuanto a cuáles desinflar y cuáles todavía continuar con la inyección de gas. Y finalmente, si la decisión es descartar la inyección de gas como mecanismo de producción, sea parcial o total, es necesario establecer los óptimos planes de explotación de esos campos. Planes que deben incluir las debidas tasas de producción establecidas según las condiciones y características de los yacimientos y las necesidades del mercado interno; o en otras palabras, según lo indiquen los análisis técnicos económicos realizados con la premisa del interés nacional.

Insistiendo en el tema del venteo en el Norte de Monagas, es importante resaltar la magnitud de este problema. Una buena comparación es con la operación petrolera en el Mar del Norte, donde estuvieron alarmados por el venteo de 44 millardos de pies cúbicos anuales de gas en el año 2018, versus los 650 que ocurren en el Norte de Monagas. Hoy ese relativamente pequeño venteo en el Mar del Norte se ha reducido a la mitad, permitiendo con eso aprovechar el gas equivalente al consumo de 250.00 hogares.

Por otro lado, la demora en los planes de explotación del gas de los campos de Mejillones y Patao es un inconveniente para los intereses del país, por cuanto no se aprovecha la posibilidad de generar sinergias con un desarrollo concurrentemente con el del Campo Dragon. Esas sinergias pueden ser operacionales y de comercialización entre otras. De manera que, viéndolo desde otra óptica, debería ser más conveniente pensar en exportar gas de Mejillones y Patao que el del Norte de Monagas.

Otra consideración es la referente a la exportación de los volúmenes que le corresponden al Estado por las regalías del gas. Es obvio que en el caso de la Plataforma Deltana no existe otra opción que monetizar a través de Atlantic LNG. Pero en el caso del Norte de Paria existe la opción, tal como ha estado planificado, de transportar ese volumen a tierra firme para su industrialización en Guiria o para consumo en el mercado interno. Con las actuales estimaciones ese volumen puede ser del orden de los 200 millones de pies cúbicos diarios.

Otra consideración no menos importante, es la total falta de recursos financieros por parte del Estado para acometer los proyectos petroleros. Lo que implica que la materialización de la producción de gas asociado estará en función de que los privados se motiven a invertir en el desarrollo y explotación del petróleo. Esto claramente significa un riesgo de ocurrencia que no hemos visto que sea incluido en los diferentes ejercicios de visualización que se han hecho de la industria de los hidrocarburos en Venezuela.

Finalmente, con una correcta política de hidrocarburos y una empresa estatal redimensionada y con capacidad para operar lo que le asignen, Venezuela podría ofrecer importantes oportunidades de negocios relacionados con el gas natural, incluyendo la exportación, sin embargo, eso debe ser bajo el paraguas de una estrategia integral, que garantice no solo la justa participación fiscal, sino también en la medida de lo posible, generación de bienestar para el ciudadano.

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Jesus M. Aboud
aboudjm@gmail.com
Tlf: 1-403-8520571

Jesús Aboud es Ingeniero Geofísico con más de 45 años de experiencia en diferentes áreas de la industria de los hidrocarburos. Trabajó en Petróleos de Venezuela, S.A y para otras empresas privadas en Venezuela, Colombia y Canadá. Actualmente se dedica a la consultoría en materia de evaluación de oportunidades en exploración y explotación de hidrocarburos.