Jesús M. Aboud García
Jesús Aboud tiene una licenciatura y maestría en Geofísica y 48 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, donde acumuló experiencia en exploración, producción, mercadeo y operaciones de petróleo y gas. Actualmente se dedica a la consultoría en materia de evaluación de oportunidades en exploración y explotación de hidrocarburos.
La exportación de gas de Venezuela es un tema de relevancia en los actuales momentos por la confluencia de propuestas por parte de privados para llevar gas a Colombia y a Trinidad & Tobago (T&T), pero principalmente por la iniciativa del gobierno de ese país de solicitar y conseguir una licencia de la OFAC para continuar con las negociaciones del proyecto de desarrollo y exportación del gas del Campo Dragón del Norte de Paria. Lamentablemente no ha habido pronunciamiento público del ejecutivo nacional en relación con ninguna de estas ideas o proyectos, por lo que parece que la política es continuar con la estrategia de mantener a la Nación sin la debida información y al margen de estos asuntos. De hecho, de la licencia de la OFAC nos enteramos por medio del gobierno de T&T, y de sus términos y condiciones tampoco tenemos derecho a conocerlos, por lo que quedamos con las dudas si realmente está protegido el interés nacional en todos los acuerdos y contratos que se celebran de esa manera. Lo que si se ha mencionado en la prensa especializada es que esta licencia reitera que Venezuela no se beneficia con regalía ni impuestos, cuestión que los entendidos no terminan de entender como factible.
La actividad de los hidrocarburos es de utilidad pública, implicando con ello que estarán “primordialmente dirigidas a contribuir con el desarrollo integral, orgánico y sostenido del país, en procura del beneficio colectivo; en consecuencia, el ingreso neto que ellas generen deberá propender a financiar la inversión real productiva, de tal manera que se logre la vinculación del petróleo con la economía nacional”. Para asegurarnos de que eso se parezca a la realidad, es indispensable que todo lo relacionado con las autorizaciones y contrataciones sean absolutamente transparentes y de conocimiento público.
A pesar de Venezuela contar con vastos recursos de gas, su exportación nunca ha sucedido por diversas razones. Hasta 1999 la disponibilidad de gas para su industrialización o para otros usos en el mercado interno dependió siempre del excedente de la actividad de explotación de crudos, por lo que no fue posible concebir proyectos de exportación. Una de las razones para promulgar la Ley del Gas del 1999 fue romper con esa limitación. Por otro lado, la combinación de pronósticos de precios bajos en el mercado internacional, inflexibilidad fiscal y complicaciones ideológicas, en mayor o menor grado, no han permitido materializar la exportación de gas hasta el día de hoy. Sin embargo, parece que la exportación de gas puede cristalizar en el mediano plazo ante nuevas realidades de precios internacionales, de interés en el sector privado, de demanda insatisfecha en Colombia y Trinidad, pero, sobre todo, de la posibilidad de que la inyección de gas en el Norte de Monagas llegue a su fin, al menos parcialmente, haciendo disponible de esa manera volúmenes significativos de gas en el muy corto plazo.
La grave crisis económica del país, la de sus empresas estatales, y en general, la de la industria de los hidrocarburos en Venezuela, exigen un cambio de rumbo con una nueva política más acorde con lo moderno y con las necesidades y potencialidades del país. Ese giro en la política de los hidrocarburos sólo puede darse con nuevos marcos legales y fiscales, que brinden las condiciones para un desarrollo y explotación acelerados, y de esa manera aprovechar la amplia base de recursos del país, en la relativa corta ventana que se predice para los combustibles fósiles. Entre esas condiciones, se tienen la maximización de la participación del privado y un régimen fiscal flexible en función de la economicidad de los proyectos, pero que permita una justa participación fiscal en toda circunstancia.
El gas en los mercados mundiales debería ganar más relevancia, como combustible fósil de menor impacto ambiental que el petróleo, además de sus conocidos usos en la industria petroquímica. Por lo que tendría que ser parte importante de la nueva política que busque maximizar su exploración, desarrollo, explotación y aprovechamiento, para lo cual es conveniente reagrupar las actividades de aguas arriba en un solo instrumento legal. De hecho, el proyecto de Ley Orgánica de Hidrocarburos recientemente considerado por la Asamblea Nacional, contiene términos que harían más atractiva la explotación de gas.
Ciertamente Venezuela cuenta con ingentes recursos de gas. Sus reservas probadas oficiales se estiman en 200 billones de pies cúbicos. Sin duda que esa no sería la cifra si se aplicaran estrictamente las definiciones de reservas probadas aceptadas internacionalmente, pero ello tampoco indicaría lo que realmente existe en el subsuelo y que deba utilizarse a los efectos de planificación. En todo caso, un análisis ligero indica que el aspecto de los recursos o reservas no es un obstáculo para materializar proyectos de exportación. El problema de las reservas no es su cuantía, sino la alta proporción que corresponde a gas asociado, lo que implica la limitante de que el gas estaría disponible en superficie en la medida que el crudo sea explotado. Sin embargo, simultáneamente con la firma de compromisos de exportación, es obligante entender las preguntas relacionadas con cuál gas exportar, qué volumen, cuándo, en qué condiciones, entre otras interrogantes más.
Este entendimiento estratégico es resuelto por un análisis integral con enfoque nacional, que considere todos los aspectos de oferta, demanda, transformación y pérdidas operacionales. Está muy claro que la ejecución de los proyectos de hidrocarburos sólo será posible con la participación de los privados, por cuanto el Estado no tendrá la capacidad financiera para ello, y debe concentrarse en lo que sí debe ser su rol, que es producir el marco legal, emitir las licencias de explotación según el interés de la Nación y ejercer la debida regulación de las actividades relacionadas. De todas las iniciativas para la exportación de gas desde Venezuela, las que tienen mejor probabilidad de ocurrencia son los desarrollos del Campo Dragón en el Norte de Paria, y el del campo compartido Loran-Manatee en la Plataforma Deltana. El primero de ellos, desde 2017 ha sido promovido por los gobiernos de Venezuela y T&T, pero suspendido por las sanciones de los Estados Unidos. Detrás de esta iniciativa han estado las empresas Natural Gas Corporation (NGC) y Shell. PDVSA invirtió ingentes recursos en el desarrollo del campo Dragón, pero no culminó por problemas operacionales y falta de recursos financieros. El proyecto consistiría en completar el desarrollo de Dragón, conectarlo con el campo Hibiscus, y de allí, transportar el gas hasta Atlantic LNG para presumiblemente su licuefacción y eventual exportación.
Se desconocen los detalles operacionales y comerciales, entre ellos, quién desarrolla el campo, cuándo cambia la titularidad del gas, qué precios y tarifas regirían para el proyecto y cuál sería el destino final del gas. Las conversaciones sobre el proyecto ya se iniciaron, y como siempre bajo la más estricta opacidad. El otro proyecto de Loran-Manatee fue objeto de acuerdos de unificación y explotación conjunta entre ambos países, pero T&T optó por proceder en una manera independiente como consecuencia de las demoras causadas por las sanciones, lo que significa que se termina el acuerdo de explotación conjunta, pero no el de la unificación. En los actuales momentos Shell, operador de Manatee, recientemente otorgó el contrato de ingeniería de detalle para el desarrollo de su porción del campo, la cual constituye solo el 27% del gas en sitio. Del lado venezolano, la empresa Chevron es licenciataria del Bloque 2, que contiene al campo Loran, en participación 60%/40% con PDVSA. Con la explotación independiente, Shell podrá drenar hasta 1.872 millardos de pies cúbicos antes de empezar a producir gas que pertenecería a Venezuela.
Se ha hablado de tasas de producción entre 270 y 400 MMpcd, lo que significaría que T&T alcanzaría su volumen de gas en un periodo entre 19 y 13 años. Una pregunta para la cual no se tiene respuesta cierta es por qué Chevron no ha mostrado interés en una licencia de la OFAC para así evitar la terminación del acuerdo de explotación conjunta, con lo cual el desarrollo y producción de Loran-Mantee sería técnica y económicamente más eficiente. El desconocimiento del contenido de la licencia a T&T y de lo que se negocia entre Venezuela y T&T limita significativamente cualquier análisis que se haga sobre el tema, y por supuesto, deja abierta la puerta para cualquier tipo de especulación. En todo caso, y en cuanto al tema que nos ocupa, lo más razonable es que cualquier gas que se produzca en la Plataforma Deltana debería ser monetizado a través de Atlantic LNG, y en consecuencia está obligatoriamente destinado a la exportación.
Shell juega un papel protagónico en ambos proyectos como operador en Manatee, socio en los trenes de licuefacción de Point Lisa y quizás termine siendo el operador en Dragón. En el 2019 Venezuela le otorgó la licencia a Rosneft para el desarrollo de los campos Mejillones y Patao con el objetivo específico de la exportación y pago de regalías en especie. En el 2020 Rosneft, para liberarse del efecto de las sanciones por parte de los Estados Unidos, le vendió todos sus intereses a una empresa del gobierno ruso. Una movida que parece ser reversible por cuanto el presidente de Rosneft el pasado mes de marzo visitó Venezuela con el fin de preparar una agenda de trabajo “para complementar las potencialidades en petróleo y gas”, lo cual deja la duda si realmente existe la intención de materializar algo en el corto plazo. Mientras este no sea el caso, el gas de Patao y Mejillones no cuenta a los efectos de sumarlos a la oferta. Esto no es lo mejor para la Nación por cuanto deja abierta la posibilidad para que surjan otras alternativas de exportación de gas que no serían tan convenientes para la Nación, como los campos de Mejillones y Patao en el Norte de Paria.
A los efectos de tener una idea sobre las dimensiones del tema, la tabla siguiente muestra las reservas probadas oficiales de gas en las áreas de costa afuera. Puede observarse que los volúmenes de gas asociado no tienen mayor significancia, aparte del Campo Río Caribe. De los campos con gas no asociado cinco de ellos contienen casi la totalidad del gas, y ellos son Perla en el Golfo de Venezuela, Mejillones, Patao y Dragón en el Norte de Paria, y Loran en la Plataforma Deltana. En el caso de que todo el gas de los campos de Loran, Dragón, Mejillones y Patao tenga la exportación como destino, significaría que se exportaría el 62% de la totalidad de las reservas, o el 54%si se queda en Venezuela el equivalente a las regalías.
