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¿Por qué Venezuela dejó de importar gas de Colombia?; por Armando Flores e Igor Hernández

Por Armando Flores e Igor Hernández | 1 de julio, 2015

¿Por qué Venezuela dejó de importar gas de Colombia; por Armando Flores e Igor Hernández 640

El pasado 11 de junio, PDVSA informó a través de un comunicado que a partir de julio de este año Venezuela dejará de importar gas desde Colombia. Dicha decisión estaba planteada originalmente para el año 2011, pero debido a retrasos en los proyectos venezolanos se optó por renovar el contrato de suministro varias veces para así cubrir el déficit energético en nuestra región occidental.

Si bien PDVSA argumenta en su comunicado que el fin del contrato se debe a la irregularidad del suministro por la contraparte colombiana (lo que es cierto)[1], no pareciera ser el único motivo. En julio de 2015 entra en operación uno de los proyectos gasíferos más grandes de nuestro país: Cardón IV, el cual no sólo cubrirá las importaciones desde Colombia sino que además permitirá a PDVSA exportar gas de vuelta al vecino país en el corto plazo.

1. El origen del intercambio: Un contrato de suministro de gas a dos tiempos. En mayo de 2007, PDVSA firmó un contrato de suministro con la compañía estatal de petróleo colombiana Ecopetrol y su socia norteamericana Chevron para intercambiar gas metano a través del Gasoducto Antonio Ricaurte. La primera fase de 225 km. de largo de este inmenso gasoducto fue financiada por PDVSA y conecta el Campo Ballena de Colombia con las plantas termoeléctricas Termozulia y Urdaneta en Maracaibo.

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La particularidad de este contrato de suministro fue su estructura a dos tiempos: Colombia empezaría exportando gas a Venezuela por 4 años para luego ocurrir una reversión de flujo en el 2011 cuando, Venezuela pasaría entonces a exportar gas de vuelta a Colombia. Con este acuerdo, ambas naciones se beneficiaban: por un lado, Colombia colocaba su excedente de producción y se preparaba para cubrir su déficit de gas, proyectado para 2017[2]. Por otro, Venezuela no sólo cubría parte de su déficit[3], sino que además aseguraba mercado para parte del gas de los nuevos proyectos de PDVSA que se pensaba ya habrían entrado en operación para el 2011.

2. El candidato ideal: Proyecto Rafael Urdaneta. Es así como el Proyecto Rafael Urdaneta en el estado Falcón, uno de los 3 grandes proyectos de gas no asociado[4] costa afuera de Venezuela junto con el Proyecto Mariscal Sucre del estado Sucre y el Proyecto Plataforma Deltana del estado Delta Amacuro), tomó mayor relevancia. Gracias a su cercanía con Maracaibo, se perfilaba como el indicado para ser “conectado” con el Gasoducto Antonio Ricaurte y así suplir de gas a Colombia.

El Proyecto Rafael Urdante está conformado por 29 bloques, 18 ubicados en el Golfo de Venezuela y 11 al Noreste del Estado Falcón. Uno de ellos resultó particularmente promisorio a partir de 2009, al descubrirse que contaba con más reservas de gas que la totalidad de otros países como es el caso de Colombia o Bolivia.

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3. Cardón IV y Perla, el campo de gas más grande de Latinoamérica. En octubre de 2009, la empresa española Repsol anunció el descubrimiento gasífero más grande de su historia: Perla1X, el primer pozo exploratorio del Campo Perla ubicado en el Bloque Cardón IV, había revelado que el yacimiento podía albergar reservas recuperables de gas de entre 6 y 8 billones de pies cúbicos. La cifra posteriormente fue ajustada a alrededor de alrededor de 16 billones de pies cúbicos, haciendo de éste no sólo el descubrimiento más grande en la historia de una compañía con 22 años en el mercado y presencia en más de 40 países, sino también en la historia de toda latinoamérica.

Repsol y la empresa italiana Eni conformaron entonces una Empresa Mixta para desarrollar el bloque con igualdad de participación (50% cada uno), cosa que permite la legislación venezolana para proyectos de gas no asociado. Sin embargo, la primera fase de producción del proyecto nunca estuvo cerca de entrar en operación en 2011 por lo que, carente de opciones y necesitando gas para generación eléctrica, petroquímica y producción petrolera, PDVSA se vio obligada a renovar el contrato de suministro con Colombia varias veces.

Este retraso en los proyectos venezolanos resultó excesivamente costoso al prolongar por más de 3 años la importación de un gas que, además de tener un mayor costo por unidad que el gas venezolano, se pagó a precios internacionales. Se estima que PDVSA tuvo que pagar más de 1.100 millones de dólares a Ecopetrol y Chevron entre 2012 y 2014 por este suministro, en promedio más de 1 millón de dólares diarios tanto en 2012 como en 2013.

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4. 2015: Perla por fin entra en operación. Estas erogaciones deberían acabarse este año, cuando finalmente Venezuela podrá dejar de importar gas de Colombia gracias a la entrada en operación de Perla en julio de 2015. Dicha información ha sido confirmada tanto por voceros de PDVSA Gas como de los socios Eni y Repsol. Se espera que el campo empiece produciendo 150 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) para finalizar el año con 450 mmpcd y llegar incluso a 800 mmpcd en el 2018. Esto no sólo cubriría los montos importados de Colombia desde 2008, sino que además permitiría a PDVSA generar ingresos al exportar los excedentes —de haberlos— de vuelta a Colombia.

5. Algunas incógnitas relevantes. Este evento deja algunas incógnitas relevantes por definir:

¿Cuándo y cuánto se podrá exportar gas de vuelta Colombia? Según el contrato vigente, PDVSA debería empezar a exportar gas a Colombia en Enero de 2016. Está estipulado que se hagan envíos iniciales de 39 mmpcd que luego deben irse incrementando hasta llegar a 150 mmpcd cuatro años después de iniciada la exportación. Incluso, en teoría podrían celebrarse contratos de suministro adicionales por montos mayores ya que el Gasoducto Antonio Ricaurte tiene capacidad para transportar hasta 500 mmpcd.

¿Empezaremos entonces a exportar gas en el 2016? No necesariamente. Por tratarse de un contrato take-or-pay (toma o paga), una vez iniciados los envíos PDVSA estará obligada a enviar gas a Colombia o en caso contrario incurriría en penalidades. Por este motivo, la decisión de empezar a exportar gas dependerá de que PDVSA tenga la certeza que podrá cumplir ininterrumpidamente con los envíos iniciales y los incrementos posteriores o que esté dispuesta a arriesgarse a pagar las penalidades. Un tema fundamental aquí será la finalización de la conexión entre Perla y el sistema de gasoductos existente en Venezuela, para completar el traslado hasta el Gasoducto Antonio Ricaurte.

¿Entrará PDVSA en la Empresa Mixta Cardón IV junto con Repsol y Eni? Contrario a lo que la mayoría de la prensa –incluyendo la oficial– indica, PDVSA aún no es parte de la Empresa Mixta que explotará el Bloque Cardón IV. Según la licencia otorgada a Eni y a Repsol, de descubrirse gas en el bloque PDVSA tendría la opción de adquirir hasta el 35% de las acciones del proyecto. Sin embargo, hasta la fecha tal derecho no ha sido ejercido por una PDVSA con grandes problemas de flujo de caja. Queda entonces abierta la posibilidad de acuerdos de financiamiento con Eni, Repsol o incluso terceros, así como la adquisición de acciones en Cardón IV pero por porcentajes menores al 35% del total.

¿Cómo será el pago a Eni y Repsol? Si bien el pago de lo producido en Perla no es información pública, se sabe que ya hay una fórmula de precios establecida para calcular los pagos mensuales que se harán de manera mixta, una parte en divisas y otra en bolívares.

6. Reflexión: Mucho potencial, pero seguimos importando gas. Venezuela es el octavo país del mundo con mayores reservas de gas natural y posee más del 70% de las reservas de toda la región latinoamericana. Sólo en gas no asociado5 contamos con más reservas que Argentina, Bolivia y Brasil juntos, lo que representa un inmenso potencial si se toma en cuenta que la legislación vigente presenta menos restricciones al permitir una participación privada de hasta 100% para la explotación de este tipo de gas.

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Sin embargo, los planes de desarrollo en este aspecto aún no han podido ser materializados[5]. Es sólo ahora, luego de reiterados anuncios en años previos y costosas erogaciones en importación, cuando efectivamente se considera la posibilidad de exportar parte de nuestra producción gasífera.

Lograr capturar el valor de estos recursos requiere una mirada atenta a las políticas que se desarrollan en el sector: el rol de la participación privada, la fijación de precios, la productividad de la industria, la disponibilidad de recurso humano especializado y la conducción de los proyectos, son temas de vital relevancia. De no prestas atención a estos elementos, nuestra oferta energética aún tendrá que ser complementada por fuentes externas, con un alto costo para el país.

***

[1] Colombia efectivamente ha interrumpido el suministro a Venezuela por “fuerzas de causa mayor”. En abril de 2014 por ejemplo, el Ministro de Energía y Minas colombiano Amylkar Acosta, anunció la suspensión provisional del suministro debido a la sequía experimentada en ese país.
[2] Actualmente las proyecciones han sido ajustadas, por lo que se estima que Colombia será deficitaria de gas en el 2023 y no en el 2017.
[3] Actualmente estimado en 800 mmpcd, según declaraciones dadas en el V Congreso Integral de Hidrocarburos en Junio de 2015.
[4]Se entiende por gas no asociado aquel que es obtenido del yacimiento como producto único o con una proporción baja de hidrocarburos líquidos. La mayoría del gas producido en Venezuela se denomina gas asociado al provenir de un yacimiento donde predominan hidrocarburos líquidos como el petróleo.
[5] Según el plan Siembra Petrolera 2005-2012, la meta oficial era elevar la producción de gas natural de 6.885 millones de pies cúbicos al día (mmpcd) en 2005 a unos 9.780 mmpcd en 2012. Sin embargo, la producción para 2012 sólo llegó a 7.327 mmpcd. Actualmente la meta es elevar la producción de 7.422 mmpcd (2014) hasta 10.494 mmpcd en 2019, con inversiones proyectadas en ese período de US$ 13.872 millones.

Armando Flores e Igor Hernández 

Comentarios (2)

Rodrigo J. Mendoza T.
1 de julio, 2015

Un gran potencial, sin duda.

Un muchacho beisbolista de gran potencial requiere disciplina y trabajo diario, así como una actitud cónsona con el esfuerzo continuado, esto es, modestia y oídos abiertos.

Como lo saben de sobra los amigos Flores y Hernández, quienes nos obsequian un trabajo impecablemente documentado y nítido, Venezuela viene padeciendo de futurismo. Todo está por llegar, pero nada llega. Sólo la escasez, la inseguridad, las arbitrariedades del poder público y las contínuas cadenas, verdadero símbolo del régimen.

Henry Mas y Rubi
19 de julio, 2015

Opinión: Las Leyes Orgánicas de Hidrocarburos tanto para el Petroleo como para el Gas, deben ser una única Ley con un mismo criterio de soberanía y seguridad energética en ambas, esto en referencia a proponer eliminar la actual distinción entre los Hidrocarburos Gaseosos (asociados y no asociados). Estas leyes deben ser objeto de discusión y reforma que dejen bien claro lo siguiente: las operaciones de extracción y las actividades industriales de todos los hidrocarburos deben ser realizadas directamente por el Estado, por empresas de su exclusiva propiedad y/o por empresas mixtas con participación de capital estatal y privado, con proporción mínima accionaria del 51% a PDVSA.

Actualmente, se corre el riesgo de arrastrar de forma cíclica el error histórico, criticado desde hace mas de 50 años por Juan Pablo Perez Alfonzo. Entonces ¿Para qué nacionalización? también ¿para qué soberanía petrolera? que los grandes yacimientos del Cinturón Gasifico Costa Afuera, se conviertan en campos explotados y comercializados por empresas “transnacionales”, empresas que responden con visión opuesta al proyecto de integración de la gran Patria Bolivariana. Entonces ¿de qué sirve celebrar mas de 100 años de experiencia petrolera?

Algo hay que hacer carajo,

Patria o Muerte!

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