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Jesús Aboud. – El gobierno venezolano ha anunciado una diversidad de negocios con empresas privadas relacionados con el gas natural. Estos incluyen un acuerdo con Shell-Vepica para los campos de Punta de Mata, el desarrollo del Campo Perla por ENI-Repsol, acuerdos con BP y Shell para la Plataforma Deltana, y negociaciones con Shell para el resto del Norte de Paria, incluyendo Dragón, para el cual ya se cuenta con licencia. No se conoce el alcance de los acuerdos ni sus términos y condiciones contractuales y fiscales, y varios de ellos aún son memorandos de entendimiento.
Estas iniciativas, con la excepción de Anaco, involucran todas las áreas relevantes en materia de reservas y producción de gas en el país. Esto significa que el desarrollo y la operación de casi la totalidad de las reservas de gas no asociado y de la mayor parte del gas asociado están siendo cedidos a empresas privadas. Estrategia que el país necesita, pero que no cumple con los principios de competitividad y transparencia que deben prevalecer en estos procesos. Queda la duda de si estas iniciativas forman parte de una visión de Nación o, por el contrario, son piezas aisladas, producto de las circunstancias.
Por otro lado, la opacidad sigue siendo el denominador común de estas negociaciones. Indistintamente de las circunstancias, los ciudadanos tienen derecho a estar informados sobre la gestión de los recursos que les pertenecen, y la transparencia debe estar presente en todos los casos.
El desarrollo del gas costa afuera hasta la fecha se ha limitado al Campo Perla, a pesar de que en los últimos 30 años se han impulsado iniciativas de desarrollo en el Norte de Paria, que incluían un parque industrial y de licuefacción en Güiria. En la Plataforma Deltana se otorgaron licencias para la exploración y el desarrollo de los campos descubiertos por Pdvsa, sin que se obtuviera ningún resultado tras más de 20 años.
La motivación principal de estos desarrollos es la oportunidad de monetizar el gas mediante su exportación a Trinidad y a Colombia. Ambos países tienen necesidades de gas urgentes y cuantiosas. El complejo de licuefacción de Atlantic LNG en Trinidad opera al 65% de su capacidad por falta de insumo, y en Colombia existe un déficit de gas del 20% respecto de la demanda, que se cubre con la costosa importación de GNL.
La exportación de gas desde Perla y Norte de Paria es perfectamente alcanzable en el mediano plazo por cuanto se cuenta con gasoductos hacia Colombia y Trinidad, que requieren adecuación o construcción, pero nada que represente un obstáculo ni en dinero ni en tiempo. En el caso de la Plataforma Deltana, como siempre ha sido, la monetización de su gas solo es viable a través de Trinidad.
Estos negocios sitúan a Shell, una de las empresas más prestigiosas del mundo, en un rol preponderante en la producción de gas en Venezuela. Esta empresa siempre ha mantenido interés en el país y ahora, con su involucramiento en el distrito Punta de Mata, en el Norte de Paria y en la Plataforma Deltana, se convierte en el actor principal de la producción, así como en los consorcios de los trenes de licuefacción de ALNG.
Particular importancia tiene la licencia del Campo Loran, por cuanto las actividades de desarrollo de Manatee, la contraparte del campo en Trinidad, se ejecutan de forma independiente desde el año 2020, cuando Trinidad y Tobago optó por cancelar el acuerdo de explotación conjunta. Desde noviembre de 2021, Shell es la operadora de Manatee y su plan es iniciar la producción en 2027. La explotación de tan solo Manatee hubiese sido muy inconveniente para los intereses de Venezuela.
Para entender la magnitud del gas costa afuera, la nueva producción podría ubicarse en 2.500 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), y si tuviese como destino la exportación a precios de 4 y 5 $/Mpc, esto representaría ingresos fiscales por regalía e impuesto sobre la renta de entre 1.300 y 1.800 millones de dólares anuales. Indudablemente que la exportación de gas genera ingresos fiscales significativos; sin embargo, la idea de una regalía en especie para su uso en tierra firme venezolana es una opción de mayor valor para la Nación. El Norte de Paria podría producir 1.200 MMpcd, lo que implicaría una regalía de 240 MMpcd, un volumen suficiente para ser creativo y generar un caso de industrialización en Güiria. El proyecto CIGMA se creó hace casi 30 años y esta sería una excelente oportunidad para empezar a ver los frutos de esa idea.
Finalmente, la plataforma continental venezolana ha sido escasamente explorada y el momento es propicio para emprender campañas exploratorias en busca de gas, crudos livianos y condensados. Hasta la fecha se han descubierto unos 550 millones de barriles de petróleo y 32 billones de pies cúbicos (bpc) de gas, hoy clasificados como 2P, y existe un potencial exploratorio con expectativas de 15.000 millones de barriles de petróleo y condensado y 110 bpc de gas. Un premio atractivo para el esfuerzo exploratorio, que podría ser objeto de rondas de licitaciones abiertas o, en su defecto, ser incluido en las negociaciones que se adelantan.
