Sólo cinco licencias de las 19 otorgadas por Pdvsa producen gas en el país
De las 19 licencias de gas otorgadas en Venezuela en los últimos 20 años, solo cinco producen actualmente en el país. El bajo rendimiento de las empresas en el área se relaciona con el impacto que generó en sus operaciones los 16 años de control de cambio, la crisis económica y la caída sustancial de la producción petrolera de Pdvsa.
Representantes de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG) señalan que la productividad del sector gasífero también ha sido afectada por los problemas de Pdvsa Gas, ante la estrecha relación contractual que las licencias tienen con el ente estatal.
Tito Boradona, vicepresidente de la AVPG, indicó que las cinco licencias que se encuentran activas son Cardón IV (ENI, Repsol) en costa afuera, y cuatro en tierra firme de YPergas (Total, Repsol, Inepetrol, Otepi), Gas Guárico (Inpex), Zamaca Oeste (BieloVenezolana) y QQ Gas & Zamaca.
Explicó que en 2016 se planteó una meta de producción para 2019 que no se pudo cumplir. En la práctica, según información extraoficial y de fuentes alternas, se produjeron al cierre del pasado año unos 810 millones de 1.580 millones de barriles diarios de gas (MMPCD), tres años después de ese objetivo apenas se pudo cumplir 51,3% de la meta.
«Después de 20 años de apertura del sector gasífero y de 15 años del Plan Siembra Petrolera, en 2020 apenas estamos en 721 millones de MMPCD en el caso de las licencias. Interesante a destacar es que apenas se ha logrado 45,6% de la meta que se estableció en 2016 y apenas 18% de lo que estableció el Plan de Siembra Petrolera para las licencias de 4.000 millones de barriles diarios», apuntó Boradona durante el foro Desarrollo de las Licencias de Gas en Venezuela (retos y oportunidades), organizado por la AVPG.
Destacó que ninguna de las licencias de gas ha logrado alcanzar la meta de producción por diversos factores. Uno de ellos es el incumplimiento de acuerdos contractuales afectados por equilibrio económico. Esto -indicó- afectó el flujo de caja de las empresas por severos retrasos en pagos de facturas y deudas; así como el control de cambio, ya que todo el andamiaje de las licencias en tierra firme se otorgó bajo un sistema de cambio libre en 2001 y luego se trastocaron las economías de los proyectos.
Igualmente durante el contexto del control de cambio se presentaron deficiencias en el acceso a las divisas, lo que afectó de manera directa las contrataciones de servicios operacionales, procura internacional, repago de endeudamiento internacional y aporte a socios.
«La ruptura del equilibrio económico de los contratos ha afectado los planes de mantenimiento de producción, lo cual pone en riesgo la continuidad operacional de la licencia, impacta los planes para nuevas capacidades de desarrollo, y por lo tanto se han diferido los planes», dijo el representante de la asociación.
Entre las empresas a las cuales se les otorgó licencia para operar destacan Gazprom, Chevron/Vinder, Petrobras/Teikoku, Statoil, Petronas y Shell.
De acuerdo a las estadísticas, Venezuela cuenta con un gran potencial de reservas de gas según la última cifra oficial de 2016-2017, de 263 billones de pies cúbicos (TCF, según sus siglas en inglés) de las cuales 203 TCF son probadas y de éstas se han desarrollado 39,3 TCF es decir, apenas 19%.
Del total de producción de gas, 86% se obtiene de tierra firme y 81% está fuertemente asociado a la explotación petrolera nacional.
Se maneja además la posibilidad de mayores reservas de gas por 216 TCF, con lo cual Venezuela tendría un potencial de casi 480 TCF. De las expectativas de 216 TCF, unas 53 TCF están en tierra firme y 163 TCF, el principal potencial de desarrollo no asociado en costa afuera.
Recordó el vicepresidente de la AVPG que en el año 2000 se inició el otorgamiento de licencias y en mayo de 2002, el Ente Nacional del Gas (Enagas) presentó un plan para garantizar el abastecimiento de gas a la nación, el cual apuntaba al desarrollo de la fuente de gas no asociado con el fin de complementar al gas asociado a producción petrolera y así mitigar esta dependencia; así como lineamientos para la distribución y planes de exportación.
Este plan apuntaba a incrementar la oferta de gas natural para el mercado interno tanto para las licencias como para Pdvsa Gas a 4.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) para el 2022, arrancando como referencia en 2002 de 1.742 MMPCD. Sin embargo, en 2005 se presentó un plan de ajuste con el Plan de Siembra Petrolera en el cual se estableció una meta de 11.500 millones de pies cúbicos diarios.
Además de una meta de exportación de gas por 3.000 millones de MMPCD. No obstante, la escasez de gas natural llegó a ser tan crítica en el país, que en el año 2016 Pdvsa tuvo que importar de Colombia 50 millones de pies cúbicos mensuales para disminuir el déficit en el mercado interno.
Sostiene Boradona que en Venezuela las licencias de gas están estrechamente ligadas a Pdvsa Gas, por lo que la salud de este organismo es importante para definir la salud de las licencias. Según lo señalado por varios representantes del sector en su momento, fue precisamente este tema por lo que seis áreas de producción quedaron desiertas, debido a las condiciones legales que no convencieron a las empresas.
«Observamos un modelo integral del negocio del gas no sustentable desde el punto e vista financiero, los precios y tarifas del mercado interno no cubren los costos de producción ni el repago de nuevos desarrollos. Esto ha ocasionado una alta dependencia financiera de la actividad petrolera, de la disponibilidad de caja de Pdvsa. Además de no alcanzar la meta de producción, no se ha logrado mantener la meta de 2012», indicó el vicepresidente de la AVPG.
Tal Cual