JUAN FERNÁNDEZ
CARAQUEÑO, MASTER ECONOMÍA APLICADA, MICHIGAN USA, ECONOMISTA UCAB. CO-AUTOR DEL LIBRO “EVALUACION ECONÓMICA DE PROYECTOS PETROLEROS, PUBLICADO POR CORPOVEN S.A … MIEMBRO HONORARIO DE SOCIEDAD VENEZOLANA DE INGENIEROS PETROLEROS (SVIP). DURANTE SU CARRERA EN PDVSA OCUPÓ DIVERSAS POSICIONES EJECUTIVAS EN FINANZAS, COMERCIO, REFINACIÓN, NEGOCIACIÓN, Y SIENDO MIEMBRO DE DIVERSAS FILIALES DE PDVSA. MIEMBRO FUNDADOR Y PRESIDENTE HASTA 2004 DE ”GENTE DEL PETROLEO”. CONSULTOR EN MATERIA ENERGÉTICA, ARTICULISTA. MIEMBRO DEL EQUIPO REDACTOR DEL PROYECTO DE LA NUEVA LEY ORGÁNICA DE HIDROCARBUROS. SEP-DIC 2020
Venezuela figura como uno de los países con las mayores reservas de gas en el mundo. Es importante señalar que, ante cualquier criterio de medición usado para establecer el volumen de reservas, se requiere en la explotación de los recursos la debida viabilidad técnico/económica para poder ser consideradas reservas. Es por ello por lo que distintas publicaciones nos ubican en el quinto o sexto lugar en este renglón.
Hoy en día, el gas natural sobresale como una opción dentro de la agenda de transformación energética mundial que está en marcha y con mayor relevancia e impacto en los precios, por razones geopolíticas derivadas después de la invasión de Rusia a Ucrania, hecho que ha generado sanciones a Rusia y un recorte importante en el suministro a Europa por parte de este país. Pero también es muy relevante a lo interno, como una palanca para la recuperación de la economía del país, mediante su uso en la gasificación e industrialización, como lo hemos venido diciendo en diferentes oportunidades.
No obstante, la falta de una política para los hidrocarburos, es una característica notable desde 1999 y de la cual no escapa el gas natural, así como la existencia de normas ambientales estrictas en el cuidado del ambiente; nuestro país se ha hecho referencia con la quema diaria en el Norte de Monagas, de 1.600 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de gas asociado, y diversas publicaciones han señalado que esta quema es equivalente a casi la totalidad de la producción de Colombia de 1.800 MMPCD y es superior a nuestro consumo diario, el cual se estima en 1.500 MMPCD, obviamente con consecuencias al medio ambiente muy significativas.
Hoy el tema del gas vuelve a la opinión pública en función del interés de Trinidad y Tobago para el uso de nuestros recursos existentes en el norte de Paria y donde mediante el otorgamiento de una licencia por parte de la OFAC, busca acordar la producción de gas costa afuera, en aguas territoriales de nuestro país y de esta manera utilizar la capacidad ociosa trinitaria en sus plantas de GNL (Gas Natural Licuado).
- Gas su historia reciente.
Con referencia a lo anterior, conviene hacer un breve repaso histórico. En los años 80, producto de los lineamientos del Ministerio de Energía y Minas sobre la necesidad de una campaña exploratoria en la plataforma continental, PDVSA asigna a las empresas filiales emprender esta tarea. Fue la empresa Lagoven quien descubrió los campos de Río Caribe, Mejillones, Patao y Dragón en el norte de Paria, así como en la Plataforma Deltana los campos de Loran y Cocuina. Estos descubrimientos fueron razones más que importantes para iniciar conversaciones entre los gobiernos de Trinidad y Tobago y Venezuela sobre la delimitación de las aguas territoriales y de esta manera acordar el desarrollo de los campos compartidos por ambas naciones en la plataforma Deltana. Luego de una década, a principios de los años 90 se suscribió el acuerdo preliminar de desarrollo, entre Lagoven, Shell, Exxon y Mitsubishi y el cual fue llamado Proyecto Cristóbal Colón. El proyecto contemplaba la producción de gas, una planta de GNL y la exportación del producto. En 1994 previa autorización del Congreso Nacional se creó la empresa mixta Sucre-Gas. Sin embargo, en 1999 los bajos precios del gas, el costo y las inversiones del proyecto, todo ello dentro de un marco fiscal más orientado a las economías de producción de crudo, se hizo necesario una mayor flexibilización de las condiciones del mismo para darle viabilidad económica, hecho que no ocurrió. Por lo que posteriormente la decisión de los socios fue su cancelación.
Durante los años 80 y siguientes, dentro de PDVSA y en función de los lineamientos del propio Ministerio de Petróleo, la reinyección del gas asociado era una práctica continua como parte de la utilización de dicho gas, al mismo tiempo que se delinearon proyectos importantes orientados al desarrollo interno para el uso del gas, incluyendo proyectos como el Gasoducto NURGAS para transportar gas desde Oriente hasta Occidente, el desarrollo del Complejo industrial de Jose para la transformación de líquidos del gas natural en productos petroquímicos de gran valor, así como el proyecto de Gas Natural Vehicular como un combustible que permitiese lograr un equilibrio competitivo interno para la formación de precios de gasolina y diésel.
Desde mediados de los años 90, PDVSA venía manejando la idea de un marco legal propio para el sector gas y separarlo de la legislación que cubre el sector petróleo, y es así como en 1999 se aprueba la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, la cual permitió la participación del sector privado en toda la cadena de valor del negocio y se crea la definición de gas no asociado. Los campos así clasificados como de gas No Asociado pasan a ser asignados a PDVSA Gas.
Entre los hitos más relevantes que la Ley de Hidrocarburos Gaseosos ha permitido, destacan las licencias otorgadas a ENI y REPSOL del campo gigante de gas en Perla, en el estado Falcón.
Posterior al año 2003, hubo intentos de reactivar los proyectos de explotación en el Norte de Paria con la participación privada, llamado entonces el Proyecto Gran Mariscal Sucre, así como el Proyecto Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA). Posteriormente, se anunció el otorgamiento de licencias a las empresas rusas Rosneft y Gazprom, para explotación y desarrollo del gas en el área. De los proyectos mencionados hasta la fecha ninguno ha tenido resultados concretos.
- Caso Venezuela y Trinidad & Tobago
Como hemos señalado en oportunidades anteriores, es imprescindible el desarrollo de los recursos energéticos de nuestro país dentro de un marco jurídico, fiscal y regulatorio apropiado, para con ello expresar una visión de desarrollo económico consistente y de largo plazo, y a tal efecto el rol del gobierno debe ser el de utilizar el mecanismo de una política nacional que promueva y establezca condiciones fiscales, claras, estables y competitivas para que con la participación del sector privado nacional e internacional, se genere un factor multiplicador de crecimiento y oportunidades para todos. Es evidente que la falta de un modelo económico que acompañe esa visión del desarrollo no ha estado presente en el negocio del gas y en especial en el siglo XXI. Según expertos en el negocio del gas como los Ing. Domingo Marsicobetre y el Ing. Jesús Aboud, el problema ha sido la falta de una visión integral del negocio del gas, la participación del estado como accionista en su cadena de valor y a la vez su rol regulador desde el Ministerio, secuestrando la evolución propia del negocio.
Este criterio estatista ha cercenado las posibilidades prácticas del desarrollo del negocio del gas y en la opinión de ellos, el peor de los casos es la forma en que se han manejado los recursos de gas de la plataforma continental nor-oriental. Es nuestra creencia que cuando hubo la mejor oportunidad para desarrollar los campos del Norte de Paria, se hizo uso de un esquema exploratorio financiero no lógico, dirigiendo dichos recursos financieros a la exploración de la Plataforma Deltana, y después por dogmatismo político y sesgo ideológico e influenciados por las proyecciones de precios y por no impulsar cambios que permitieran la inversión rentable al inversionista, no se consideró el beneficio micro y macro económicos a nivel nacional, y se canceló el desarrollo integral del Proyecto Mariscal Sucre.
Sin embargo, en Trinidad y Tobago desde muy temprano entendieron el valor económico del gas y construyeron cuatro trenes de licuefacción, cuando la mayor ventaja competitiva la debía representar Venezuela.
Es un hecho que hoy PDVSA no tiene la capacidad técnica ni financiera para desarrollar esos recursos o reservas en costa fuera. Como indicamos anteriormente, en estos últimos 20 años destaca la falta de una estrategia que proteja el interés nacional en materia de los recursos gasíferos. Debemos afirmar sin duda alguna que aparte de administrar la política de hidrocarburos en una forma de total opacidad, hasta ahora se ha demostrado total desinterés por la industrialización del gas, o por la creación de valor económico con su utilización en el territorio nacional.
- Consideraciones sobre el Acuerdo con Trinidad & Tobago.
A partir de las informaciones leídas hasta ahora, todo parece indicar el hecho de que los campos de Mejillones y Patao, Dragón y Loran serán desarrollados para la exportación, indicando que el 90% de las reservas probadas y descubiertas en la Plataforma Deltana y el Norte de Paria tendrían la exportación como destino comercial. El Campo Manatee será explotado independientemente del acuerdo de unificación, y si las sanciones se levantaran, permitiría el desarrollo del Campo Loran. En todo caso la totalidad de esos 10 Bpc serán monetizados a través de Atlantic LNG. En el caso del Norte de Paria el 20% de sus volúmenes de producción sería transportado a tierra si la infraestructura y facilidades estuviesen completadas y operativas.
La exportación de gas natural según los acuerdos ya firmados por Venezuela, Trinidad y Tobago y Shell en relación con el campo Dragón, y ahora bajo el supuesto de estar dentro del alcance de la licencia de la OFAC, puede ser una opción de monetización de esas reservas. Sin embargo, ante la falta de conocimiento de los términos y condiciones en esos acuerdos, no se puede aseverar que esa opción sea la más conveniente para la Nación. Se podría argumentar que el procesamiento o licuefacción de ese gas en el territorio nacional sería una opción de mayor valor, porque incrementa los ingresos al fisco, multiplica el desarrollo económico nacional y aprovecha la idea del proyecto CIGMA.
Es complejo observar cómo dentro de la crisis política actual de Venezuela, el país no tiene la capacidad de administrar de manera autónoma e independiente lo que respecta al desarrollo de sus recursos. El cambio político es indispensable para retomar el proceso de decisiones congruentes con los intereses de la Nación. Se hace necesario imprimirle transparencia a la administración de los recursos de los venezolanos, en un ambiente de apertura de la información, donde todos estén en debido conocimiento de lo que sucede, y que no tengamos que depender de fuentes externas para informarnos de lo que es el derecho de los ciudadanos conocer.
Para pasar a una etapa de sociedad superior a la actual, es menester maximizar el desarrollo de los recursos del país, incluyendo naturalmente lo que respecta al portafolio de negocios de los hidrocarburos. También es necesario entender la transformación energética mundial y su impacto en lo doméstico, así como el balance conveniente entre exportación y mercado interno para el gas natural.
- Lo más importante….
La tarea de diseñar e implantar un plan integral de los hidrocarburos y de la energía en general es ardua pero necesaria. Para ello será necesario un marco legal sencillo, moderno y abierto a la inversión privada, tal como lo propuso el proyecto de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la cual tiene entre sus propósitos la masificación de la utilización del gas en el país.
Agradezco a los ingenieros Domingo Marsicobetre, Jesús Aboud y Daniel García, su apoyo para la elaboración de este artículo.
@Jfernandeznupa
