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Caracas / Venezuela -
 


Perspectivas para la industria del gas
a nivel regional y venezolano

Diego J. González C.* / Soberania.org - 03/04/06


La utilización de recursos energéticos alternativos, y en especial del
gas natural en cada país y en conjunto a nivel hemisférico, independientemente de las razones técnicas, económicas y geopolíticas, estará influida por los factores que han intervenido en la formación de la estructura de la matriz energética del país que se desee analizar. Esta situación será de indispensable motivo de estudio para evaluar las posibles oportunidades de negocios para el gas de Venezuela en esos países.

Un ejemplo sería la vecina Colombia: Su consumo de petróleo representa el 41% del total de sus consumos de energéticos, le sigue el carbón con 38%, el gas natural con 9%, la leña y el bagazo de caña con el 7%, y la hidroenergía 5%, de este total el 6% se exporta. Mientras que en Venezuela la matriz energética está formada por 42% gas natural, 26% derivados del petróleo y hidroenergía 32%.

Al gas natural le toca ser el elemento de reemplazo de la mayoría de los otros energéticos, por razones económicas (precios) y ambientales; siendo la leña y el bagazo en primer lugar a ser reemplazado, luego el carbón y en tercer lugar los derivados del petróleo. La dificultad estriba en primer lugar en que exista el gas para reemplazar al otro energético y en segundo lugar, cómo hacer llegar el gas natural a los lugares donde se consumen los recursos reemplazables.
Nos tenemos que hacer la primera pregunta sobre qué países cuentan con las reservas suficientes de gas u otras energías para reemplazar a otros energéticos, que pudieran ser competencia para Venezuela. Analizando la situación desde México hasta la Patagonia (se excluye los EE.UU. por ser el mercado natural por sus requerimientos energéticos futuros), la situación es la siguiente:


México

México tiene reservas de 15 TCF (billones de pies cúbicos) y produjo 1,33 TCF en 2002 (4.698 millones de pies cúbicos diarios - MMPCD), en una relación 60% asociado y 40% no asociado al petróleo, para una demanda anual por encima de su producción de 1,50 TCF. México ha anunciado seriamente las negociaciones que está realizando para importar gas metano en forma licuada de África y el Medio Oriente, ya que la demanda esperada para 2010 se estima en 3,2 TCF. En la actualidad es un importador neto de los Estados Unidos de Norteamérica. El gas de Venezuela podría llegar a México.

Centro América

Los países de esta región no producen gas ni petróleo, por lo tanto son importadores netos de estos hidrocarburos fósiles. Un extenso informe preparado por la OLADE en 2001, sobre la situación energética de los seis países, concluye que tienen un mercado energético creciente en materia eléctrica, abastecido hoy mayormente por fueloil, y en menor grado por generación geotérmica y diesel, y la importación de gas de México, Colombia y Venezuela (vía gasoductos) y Trinidad-Tobago (licuado), reduciría sustancialmente el consumo de fueloil y diesel. El gas de Venezuela, en su vía hacia México, podría satisfacer los requerimientos energéticos de Centroamérica.

Colombia

Colombia tiene reservas de gas de apenas 3,9 TCF, por lo que cualquier abastecimiento de gas hacia Venezuela, Panamá o Ecuador sería de forma muy limitada. Sin embargo se planea conexiones a esos países, que al final podrían ser aprovechadas por el gas de Venezuela. Según ha declarado a El Tiempo Leopoldo Montañez, presidente de Naturgas, la empresa que reúne a las compañías que forman parte de la red de producción, transporte y distribución de gas que operan en Colombia, en el corto plazo se entregarían a Panamá unos 100 a 150 millones de pies cúbicos diarios, y a Ecuador un suministro de 60 a 100 millones de pies cúbicos diarios. Es obvio que el mercado colombiano sería el más fácil de alcanzar por Venezuela.

Trinidad-Tobago

Tiene reservas de petróleo de 0,9 millardos de bariles (MMMB) y 25,9 TCF de gas. Produce 131.600 barriles diarios (b/d) de crudo y 2.680 MMPCD de gas. T-T es el único productor de gas licuado en la región, y uno de los grandes exportadores del mundo, con una capacidad de producción de 9,6 millones de toneladas métricas anuales (MMTMA) (473,2 MMMPC de gas), desde 3 trenes de producción. Un cuarto tren de producción con una capacidad excepcional de 5,2 MMTMA estará listo para finales de 2005. Se especula que podrían construirse hasta 6 trenes en la isla. Esta situación podría ser una posibilidad para que gas de Venezuela fuera licuado en Trinidad mientras se termina la planta a construirse en Guiria.

Cuba

Tiene muy pocas reservas de petróleo. La EIA informa que produce solamente 67.000 b/d de petróleo y consume 211.000 b/d. La diferencia la importa de Venezuela. Cuba, junto con Dominicana estaría en la vía del gasoducto proyectado desde Venezuela al estado de Florida por el Banco Mundial.

Ecuador

Ecuador tiene solamente 0,345 TCF de reservas de gas natural, con una producción marginal y un mínimo mercado interno de gas. Su electricidad es mayormente de origen hídrico. Tiene planes de importar algún gas y electricidad de Colombia y Perú. Si Colombia tiene planes de llevar su gas a Ecuador, el gas de Venezuela tendría la probabilidad de llegar a ese país.

Perú

Perú, aunque tiene reservas de 8,7 TCF tiene una industria del gas incipiente. Con el desarrollo del campo Camisea de gas natural esperan satisfacer su mercado interno y tener suficiente gas para la exportación. Sus requerimientos eléctricos son satisfechos en un 88% por hidroelectricidad. Perú podría convertirse en un proveedor de gas para Chile. Por otra parte, sus reservas de petróleo son modestas, en el orden de los 0,253 MMMB, y su producción diaria de hidrocarburos líquidos no llega a 100.000 b/d, en cambio su consumo fue de 161.000 b/d en 2004, por lo que es un importador neto de hidrocarburos líquidos. Hay pocas posibilidades en el mediano plazo que el gas venezolano llegue a Perú.

Paraguay y Uruguay

Paraguay y Uruguay no tienen reservas de hidrocarburos y todos sus requerimientos de energía fósil tienen que importarlos de Argentina mayormente. Paraguay tiene la ventaja de ser un gran productor (después de Brasil, Venezuela y Argentina) y exportador de hidroelectricidad. Paraguay consume unos 25.000 b/d de productos derivados del petróleo.

La matriz energética primaria de Uruguay está compuesta en un 57% por hidroelectricidad, 42% por petróleo, gas natural 0,5% y carbón 0,04%. En el corto plazo el país cuenta con gas de Argentina para sus necesidades industriales y comerciales, de donde importa unos 700 MMPCD. Es difícil que el gas venezolano llegue a Paraguay o Uruguay en el mediano plazo.

Bolivia

Bolivia hace uso del petróleo en un 37%, biomasa 26%, gas 15%, GLP 12% y electricidad 10%. Es la gran esperanza en materia de gas para el Cono Sur del continente. Sus reservas de gas son de 24 TCF, produciendo actualmente 1.400 MMPCD. Exporta grandes volúmenes de gas a Brasil, con quien formó un contrato take or pay para entregar 1.000 MMPCD durante 20 años a través de un gasoducto de 3.200 kilómetros (hoy Brasil importa solo 850 MMPCD por atraso en su plan eléctrico). También exporta a Argentina desde 1972, hoy tiene contratos para entregarle hasta 250 MMPCD, a través de un gasoducto de 547 kilómetros. Bolivia tiene planes de exportar gas licuado (LNG), pero no hay definición si será por Perú o por Chile. Las reservas de petróleo de Bolivia están en el orden de los 0,440 MMMB. Produce 50.000 b/d, los cuales consume totalmente, e importa pequeñas cantidades de diesel. El 67% de su generación eléctrica es con gas natural, siendo el resto hidroelectricidad. No se visualiza al gas de Venezuela abasteciendo a Bolivia.

Brasil

Brasil el gigante del Sur, tiene reserves de petróleo de 10,6 MMMB y produjo 1,8 MMBD de hidrocarburos líquidos en 2004. Sin embargo, tiene que importar petróleo y derivados (de África y el Medio Oriente principalmente), porque su consumo es de 2,2 MMBD. Un hecho que hay que destacar es la primacía mundial de Brasil en la producción de etanol proveniente de la caña de azúcar y la existencia de 2 plantas nucleares y una en construcción. Las reservas de gas de Brasil están en 8,8 TCF, con una producción de 1.074 MMPCD y un consumo de 1.370 MMPCD, de allí la necesidad de importar, por razones geográficas, gas de Bolivia (hasta 1.000 MMPCD) y Argentina (100 MMPCD a través de un gasoducto de 442 km.). El gas representaba en 2003 solo el 6% del consumo energético del país. Es de destacar que en el vecino país los estados federales tienen el monopolio de la distribución de gas en sus territorios, aunque algunos han comenzado a privatizar este negocio. Es de notar que Brasil tiene importantes reservas de gas no desarrolladas en el Amazonas (campo Urucú), por la falta de transporte desde los campos de producción a las ciudades. La EIA informa que Petrobras comenzó la construcción de un gasoducto de 346 kilómetros desde Urucú a Manaus, y de allí otro a Coari donde hay una planta de producción de gas licuado de petróleo. También se planifica construir otro a Porto Velho en 2007. Otro dato, Brasil importa carbón para sus plantas siderurgicas de los EUA y Australia, y usa producción propia para generación eléctrica. Estas situaciones serán determinantes tomarlos en cuenta para una futura exportación de gas venezolano a esos estados norteños. En materia de generación eléctrica el 87% es hidroelectricidad, pero muy inestable y 7,7% es de origen térmico. Es factible que el gas de Venezuela llegue a poblaciones en el norte de Brasil.

Argentina

En los consumos de energía primaria, al gas le corresponde el 45%, le sigue el petróleo con 41%, hidroelectricidad 6%, nuclear 2% (tiene dos plantas nucleares) y el restante 6% por carbón, leña, etc.; y su generación eléctrica proviene en un 52% de combustibles fósiles, 39% electricidad y 9% nuclear. El otro gigante sureño, con reservas de 2,7 millardos de barriles de petróleo, produjo 692.600 b/d y consumió 397.000 b/d en 2004. Exportó 295.000 b/d principalmente a Chile y Brasil. Tiene reserves de gas del orden de los 21 TCF y exporta a Chile y Uruguay, pero a la vez importa gas de Bolivia. El país pasó recientemente por una crisis energética que causó la suspensión de sus envíos a Chile. La producción de gas se sitúa en 4.344 MMPCD, declinando desde 2002, a la vez el consumo se incrementa, ya que representa el 45% de la energía primaria del país, otro 42% es hidroelectricidad. De allí la necesidad de importar gas de Bolivia y de estar revisando sus contratos con Chile. No se visualiza la llegada de gas venezolano a Argentina.

Chile

Chile depende de un 38% del petróleo, 19% del gas, 19% de la hidroenergía, 15% de la leña y bagazo y 9% del carbón. Chile posee 0,150 MMMB de reservas de petróleo, produce apenas 18.400 b/d y declinando, y consume 225.000 b/d, importado principalmente de Argentina y Brasil y de países tan lejanos como Angola y Nigeria. Sus reseras de gas son de 3,5 TCF y produce solamente 97 MMPCD todo en el extremo sur del país, por lo que tiene que importar gas de Argentina a través de siete gasoductos. Estudia importar gas de Perú a través de un gasoducto de 1.500 Km. y la construcción de un Terminal de LGN para regasificar gas importado de Australia e Indonesia.

Venezuela

Antes anotamos cómo el gas natural es preponderante en la matriz energética del país. Este se utiliza en un 69% en la industria petrolera y 39% en el mercado interno (33% para generación eléctrica, 23% en el sector siderúrgico y aluminio, 19% en petroquímica, 18% en uso comercial y residencial y 3% en la industria del cemento). Antes de plantearse los posibles negocios que puede realizar el país con su gas natural, tanto asociado como no asociado al petróleo, es necesario revisar la situación de las reservas que se dispone de ese importante recurso.

En Venezuela, con la excepción de los esfuerzos realizados en el estado Guárico, no se había realizado actividad exploratoria para la búsqueda de gas no asociado. Todas las reservas de gas libre que aparecen en los libros oficiales de reservas de Venezuela fueron ubicadas buscando petróleo. Es después de la promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos que se licitaron algunas áreas para explorar por gas libre (Yucal-Placer, Barrancas, San Carlos, Ambrosio, Plataforma Deltana y eventualmente al norte del estado Sucre). Es por ello que las reservas de gas del país son mayormente de gas asociado al petróleo.

Antes de abocarse a realizar cualquier estudio técnico-económico para llevar gas venezolano a otros países, con lo que sería necesario firmar contratos de entrega de por lo menos 20 años, vale la pena hacerse la siguiente pregunta. Si más del 90% de las reservas de gas de Venezuela son de gas asociado al petróleo ¿Qué impacto tendría una necesaria revisión de las reservas de petróleo, en las reservas de gas asociado? Los crudos que contienen mayor cantidad de gas asociado por barril son los condensados, seguidos de los livianos y en último lugar los medianos. Los crudos pesados y extrapesados contienen muy poco gas asociado.

En relación con los parámetros que se consideran para efectuar los cambios en las reservas de gas, además de los descubrimientos, extensiones y revisiones, se incluyen los volúmenes que se inyectan, así como la actividad de reparación y recompletación de pozos que incorporan reservas. El hoy Ministerio de Energía y Petróleo informó que las reservas de gas en 1975 eran del orden de 41,5 billones de pies cúbicos (1012 BPC), en 1989 de 105,7 BPC y en 2002 de 147,1 BPC. El informe a la SEC aclara que de ese último volumen de reservas de gas 12,45 TCF corresponden a gas asociado a crudos extra pesados (35,4 MMMB).

Analizando en detalle la composición de estas reservas de gas, se encuentra que el 10,27 % (13,6 TCF) de las mismas están asociadas a crudos pesados, 9,4 % (12,4 TCF) a crudos extrapesados y bitumen, y el 20,5 % (27,0 TCF) están asociadas al gas inyectado a los yacimientos para efectos de recuperación secundaria y por medidas de conservación. Esto da un gran total de 53,0 TCF de reservas de gas que deben ser muy bien validadas antes de firmar algún contrato de suministro a largo plazo con otro país.


Un resumen de las reservas de gas asociado por tipo de crudo (clasificación MEP) sería el siguiente:

 

Adicionalmente se reporta que existen unos 14 TCF de gas no asociado al petróleo (gas libre), principalmente en yacimiento ubicados al norte del estado Sucre y en la plataforma del delta del río Orinoco. Para un gran total de 146 TCF de reservas totales de gas.

Continuando con el análisis de las reservas de gas asociado, se observa de un informe de Pdvsa 1997, que del total de casi 132 TCF de reservas de gas asociado, la contribución más importante a estas reservas la constituyen los crudos livianos con 46,9 TCF, siguen los condensados con 35,9 TCF y en tercer lugar los medianos que aportan 24,0 TCF.

Para entender la magnitud de estas cifras de reservas de gas, valga decir que la producción anual de gas en el año 2002 fue de 2,2 TCF (6.030 MMPCD). Es decir, solo se produjo el 1,5% de las reservas de gas. De ese volumen producido el 39% se devolvió al subsuelo, con el propósito de mantener la presión de los yacimientos. Esos volúmenes de gas que se devuelven a los yacimientos son contabilizados como reservas remanentes, que los técnicos dicen que sería recuperable en el momento de desinflar esos yacimientos, es decir, de producir la capa secundaria de gas formada con tal inyección.

Otra advertencia. Si se suman las reservas de gas que están asociadas a los crudos pesados, extra pesados y bitumen, se alcanza la importante cifra de 26,0 TCF. Sin embargo, hay que tomar en cuenta para su contabilización como reservas, que históricamente el gas asociado a los crudos pesados (vg. los de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo) mayormente se ha quemado, con autorización del MEP, en mechurrios apropiados, es decir no se ha recolectado. Se ha argumentado que no se recolecta por su baja producción diaria relativa, baja presión y por su nivel de dispersión geográfica (producido por miles de pozos).

Una última observación. Las reservas de gas deben estar asociadas a su utilización, sin embargo es conocido que un porcentaje importante del gas producido no es usado. Por ejemplo en el año 2002 el PODE informa que de una producción de 5.988 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) se arrojó el 7%, es decir 420 MMPCD, equivalente a 74.800 barriles diarios de petróleo.

Una observación final, acorde con las cifras de producción de gas que presento PDVSA en su reciente Plan estratégico 2006- 2012, la producción de gas natural para el año 2012 sería de apenas 11.500 MMPCD, un incremento de solo 5.200 MMPCD, con respecto a la cifra de 2005, para tratar de cubrir el déficit existente en el mercado interno, los proyectos de inyección de gas a los yacimientos, los nuevos proyectos petroquímicos y nuevos requerimientos de PDVSA (ver Plan 2005-2010).


Conclusiones:


Venezuela tiene una excelente oportunidad de convertirse en abastecedor de gas de varios países del hemisferio, ya sea por tubería o en forma de LNG, pero es necesario promover el desarrollo acelerado del sector, con una importante participación del sector privado nacional e internacional. Para resolver el escollo geopolítico se organizó la Reunión Hemisférica de Ministros de Energía, cuya III Reunión se realizó en Caracas en enero de 1998, donde se firmó la Declaración de Caracas. Vale la pena transcribir la siguiente decisión tomada en dicha Reunión:


Reconociendo que nuestros Gobiernos están comprometidos en concluir las negociaciones del Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA) a más tardar en el año 2005, los Ministros nos comprometemos a promover políticas y procesos que faciliten el comercio de los productos, bienes y servicios relacionados con el sector energético, para la integración de los mercados energéticos de acuerdo con los compromisos que nuestros Gobiernos vayan a asumir en el contexto de las negociaciones del Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA).

Para integrar aun más los mercados energéticos los Ministros nos comprometemos a promover en el menor tiempo posible, políticas y procesos que faciliten el desarrollo de infraestructura, inclusive a través de fronteras internacionales. En éste sentido, con el propósito de proponer la eliminación de las barreras existentes en el comercio de productos energéticos, y de facilitar la formulación de propuestas específicas para impulsar el libre comercio de energía, se encomienda al Comité Guía estudiar mecanismos de coordinación con los Grupos de Trabajo del ALCA, a fin de recabar información sobre los avances logrados en las diferentes áreas de trabajo que conforman el proceso de integración comercial en marcha, relacionadas con el sector energético. El resultado de esta investigación deberá ser sometido a consideración de los Ministros de Energía del Hemisferio en la Cuarta Reunión Hemisférica de Ministros.

 

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NOTA: La fuente de las cifras y otros datos es principalmente de BP Statistical review 2005, Energy Information Administration (EIA), OLADE, ARPEL e informes estadísticos de Ministerios de Energía de los diferentes países.
  

[*] Ing. Diego J. González C. / Consultor en materia de Petróleo y Gas / Caracas, diciembre 2005     







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