La importancia del gas natural como recurso energético radica principalmente en el bajo impacto ambiental que tiene en el uso como combustible en comparación con otros carburantes, y en que se trata de un recurso muy importante como materia prima para el sector industrial, así como de un producto final de gran utilidad para los sectores doméstico y comercial. Por estos motivos, por la abundancia de sus yacimientos y el bajo precio del producto, el valor de este hidrocarburo gaseoso ha aumentado significativamente a lo largo de las dos últimas décadas y, además, cuenta con un mercado internacional en continua expansión, previéndose un aumento de la demanda mundial de este hidrocarburo del 2,5% promedio anual de la última década al 2,9% promedio anual para los próximos diez años. En este contexto, Venezuela se encuentra en una posición privilegiada al ser el octavo país del mundo y el primero de América Latina en lo que a reservas probadas de gas natural se refiere, contando con cerca de 4,2 billones de metros cúbicos. Tal magnitud de reservas permite a un país del tamaño de Venezuela (cerca de 26 millones de habitantes) abastecer con amplitud al mercado doméstico y contar con excedentes para la exportación. Por otro lado, Venezuela exporta productos derivados del gas natural, principalmente propano, gasolina natural y butano, pero no exporta gas natural vía gasoductos o licuado (GNL). A diferencia del mercado nacional, que como se ha dicho sí parece que existe voluntad política para llevar a cabo proyectos de desarrollo, en el plano internacional no se está elaborando una estrategia definida para explotar todas las posibles ganancias que podrían derivar de las exportaciones de gas natural. Y es ésta la cuestión principal del trabajo: ¿por qué Venezuela no exporta gas natural? Son diversos los beneficios que obtendría el país con la exportación vía gasoductos o GNL aparte de los puramente económicos derivados de la actividad, como por ejemplo avanzar en el proceso de integración energética regional, el impacto social positivo, el posicionamiento del país como un referente internacional en el mercado del gas
El mercado del gas natural en Venezuela La oferta
La industria venezolana del gas natural es de grandes dimensiones y se espera que en los próximos años su importancia aumente según se vaya desarrollando el gran potencial con el que cuenta. Atendiendo a los datos ofrecidos en el anuario “Petróleo y otros datos estadísticos” que publica el Ministerio de Energía y Minas, la duración de las reservas probadas de gas natural para el año 2002 es de 111 años. Tanto el nivel de reservas como la producción neta anual de Venezuela han aumentado desde 1990, aunque el nivel de producción lo ha hecho en mayor grado desde 1993, por lo que la ratio reservas/producción desde 1993 ha descendido sustancialmente. Si la evolución de las reservas probadas sigue el comportamiento de las reservas de petróleo tal y como ha sucedido hasta ahora, cabe esperar que la explotación del gas natural continúe condicionada a la explotación del crudo. Sin embargo, sería factible que siguiesen cauces diferentes si se aplicasen los nuevos objetivos del gobierno de explorar y explotar reservas no asociadas, si se aprovecha el gas contenido en aquellos yacimientos donde el petróleo se está agotando o si se emplean tecnologías que permitan la extracción de petróleo sin inyectar gas natural. La demanda
Un rasgo del mercado del gas en Venezuela es que el consumo de este hidrocarburo para el período 1993 a 2002 muestra un grado de correlación positivo con la producción del 78%11. En este mismo período, la demanda de gas ha aumentado significativamente (23%), y desde el gobierno se
espera que siga incrementándose gracias a la política de gasificar el país, promoviendo el uso del gas natural en los procesos industriales, a los proyectos de inversión en infraestructuras que tienen planeado ejecutar y al crecimiento de la economía. La demanda de gas natural en Venezuela se encuentra altamente concentrada. El sector petrolero consume un tercio del total, destinando el gas principalmente a la recuperación del crudo en los yacimientos (47%) y en menor medida como combustible (29%), quedando un 9% para la transformación de Líquidos del Gas Natural (LGN) y distribuyendo el resto en las demás actividades de la industria petrolera que utilizan el gas como insumo. El consumo en los demás sectores de la economía también presenta una alta concentración, puesto que la industria eléctrica, la petroquímica y la siderúrgica tienen un peso superior al 70% del consumo total, donde además la participación de empresas estatales es predominante. En Venezuela, el grado de sustitución del gas por otros combustibles depende principalmente de las políticas públicas. Estamos por tanto frente a un mercado que presenta una elasticidad cruzada dependiente de las políticas públicas, en el cual el gobierno determina las pautas a seguir en cuanto a la utilización de las fuentes de energía primaria que servirán de insumo en los procesos industriales de las empresas estatales, lo que por ende, y puesto que la mayor parte del consumo lo realizan estas empresas, determina en gran medida el consumo o sustitución de este hidrocarburo por otro combustible.
Mercado del Gas Natural Internacional
En el mercado del gas se está produciendo una transición desde un mercado rígido -física y contractualmente (gasoductos y contratos bilaterales a largo plazo)- a un mercado integrado donde el Gas Natural Licuado (GNL) es entregado en cualquier destino en cortos plazos de tiempo. Es conveniente indicar que tanto el GN como el GNL se caracterizan por presentar algunas desventajas competitivas respecto a otras fuentes de energía (comunes en muchos casos al petróleo):
Elevada concentración de reservas de gas en muy pocos países. Entre Rusia, Qatar e Irán poseen más de la mitad de las reservas de gas certificadas del mundo. Dependencia de países de tránsito entre productores y consumidores tales como Marruecos en el caso del gaseoducto del Magreb, o Bielorrusia y Ucrania en el caso de los gaseoductos que unen Rusia con el centro de Europa. Los avances tecnológicos están permitiendo recientemente evitar países de tránsito (Gasoducto Medgaz entre España y Argelia o el Nabucco desde Rusia a Centroeuropa). Elevadas inversiones necesarias para el transporte terrestre y alto coste por unidad energética desplazada en los fletes. Si bien es cierto que un metanero para GNL presenta ventajas competitivas con respecto a los petroleros (gracias a su mayor punta de velocidad y sus mayores dimensiones), en términos de energía transportada la relación de compresión del GNL no permite igualar la energía por unidad de volumen del crudo.
No obstante, la flexibilidad de comercialización que ha introducido el GNL ha permitido desplazar a otras fuentes de energía (y a sus tecnologías de generación no competitivas).Este impacto es mayor en países con mercados más liberalizados como Reino Unido y España donde el gas ha sustituido al carbón o al petróleo como principal fuente de generación de electricidad. Todo ello, junto con las ventajas medioambientales que presenta frente a otras fuentes de energía, ha convertido al gas natural en el combustible fósil con mayor crecimiento en los últimos años.
El mayor incremento de demanda mundial de gas en los últimos años tiene lugar en EE.UU. y en la zona de Asia Pacífico donde China es responsable del 60% del incremento de consumo. El mercado asiático va a jugar un papel relevante en el equilibrio entre oferta y demanda de GNL a nivel mundial debido a las características propias de sus países tales como Japón donde se ha apostado fuertemente por el gas natural, Corea donde el 100% de su consumo de gas natural se hace a través de GNL, o China e India donde, a pesar de que el consumo de gas natural no es muy representativo dentro de su balance energético, presenta elevadas tasas de crecimiento. El precio del gas natural históricamente ha seguido a los precios del crudo sobre todo en mercados europeos y asiáticos donde la indexación se ha venido realizando en base a sus derivados. Sin embargo, en aquellos mercados más evolucionados como el de EE.UU. o Reino Unido, el precio se ajusta a las variaciones de la demanda. Está ya afianzando el comercio de gas a través de los denominados hubs, que se crean a partir de una concentración o centralización de operaciones comerciales relacionadas con el comercio del gas natural en una localización física. En el ámbito europeo, y por volumen de gas intercambiado, se puede destacar el National Balancing Point (NBP) del Reino Unido, el Zeebruge de Bélgica, el TTF de Holanda o el Baumgarten en Austria. A nivel internacional, el hub más importante es el Henry Hub en EE.UU. En los mercados spot europeos, se observa una alta convergencia de precios entre Reino Unido, Holanda y Bélgica, debido a la fuerte interconexión existente entre ellos. Sin embargo, países como Alemania o Francia generan sus precios a través de contratos a largo plazo con las compañías productoras (Gazprom, Sonatrach y Statoil), ligados a la evolución de los precios de una cesta de productos petrolíferos. Del mismo modo ocurre con la evolución del Coste de la Materia Prima (CMP) en España, que es el índice utilizado en el cálculo de las tarifas de gas reguladas.
Oportunidades para Venezuela como país exportador de gas natural
Venezuela se plantea de forma tímida la posibilidad de exportar gas natural a medio-largo plazo. No se ha incluido la exportación de gas natural dentro de los grandes objetivos de la administración ya que el autor de este trabajo opina que no es un planteamiento decidido, basándose esta opinión en la información que representantes o instituciones del gobierno han ido ofreciendo públicamente. Nelson Martínez, director de PDVSA y presidente de PDVSA Gas afirmó en una entrevista17 en julio de este año que “…la mayor parte de esta producción estará destinada en primera instancia a abastecer el mercado venezolano, mientras que el remanente se exportará hacia América del Norte, el Caribe y América del Sur. A los Estados Unidos, por ejemplo, enviaremos el primer cargamento en el 2009”. Por otro lado, e n el Plan Nacional del Gas publicado por el Ente Nacional del Gas en 2002 se habla de que “…los grandes recursos de gas natural y el superávit de producción de gas proyectado a partir del año 2005, permitirían la oportunidad de desarrollar proyectos a medi ano plazo para la exportación de gas natural licuado a gran escala…”, y se valora la opción de exportar gas como una oportunidad más que como un plan de acción seguro. En el siguiente apartado de esta sección se analizarán los proyectos de inversión y se explicará el porqué de esta falta de confianza con respecto a los planes del gobierno de exportar gas. Atendiendo a la regulación de los precios, es preciso señalar que el mercado ha estado marcado tradicionalmente por un desajuste entre los precios del gas para el sector doméstico e industrial.
Capacidad de producción y exportación del gas natural venezolano Capacidad de producción del gas natural
La capacidad de producción del gas natural hasta 4.936 MBD para el año 2013, de lo scuales 2.850 MBD corresponderán a gestión directa; 590 MBD a empresas mixtas en áreas tradicionales; 832 MBD a empresas mixtas de la Faja Petrolífera del Orinoco, 280 MBD a nuevas empresas mixtas en la Faja Petrolífera del Orinoco y 384 MBD de líquido de gas natural (LGN). Asimismo, la visión de largo plazo es alcanzar una capacidad de producción de 6.500 MBD para el 2021. Elevar la capacidad instalada de refinación hasta 3.600 MBD al 2013 y 4.100 MBD al2021. Aumentar la producción de gas natural a 12.568 MMPCD al 2013, lo que permitirá convertir a Venezuela en un exportador de gas natural Metas elásticas. La planificación estratégica de Pdvsa ha ido reconociendo explícitamente las dificultades para cumplir con las metas de producción gasífera, mediante cambios en los diferentes reportes tanto de los volúmenes estimados como de los tiempos-objetivo para concretarlos.
En general, el objetivo medular del Plan Siembra Petrolera era convertir a Venezuela en un exportador neto de gas natural, hecho que parece muy lejos de concretarse. Así las cosas, en 2006, Pdvsa prometió elevar la producción gasífera a 11.500 millones de pies cúbicos diarios en 2012. Esta meta debió ser ajustada en 2008, cuando se estableció una producción objetivo de 12.568 millones de pies cúbicos por día -un incremento de 9,2% con respecto al estimado de 2006para el año 2013. En 2009, la meta se llevó a 13.890 millones de pies cúbicos por día -10,5% más que en el ejercicio precedente-, pero a un tramo temporal más largo, fijado en 2015. La razón evidente de estos cambios es que, al menos en los últimos cinco años, Pdvsa ha sido incapaz de cumplir las metas de producción anuales. En 2010, por ejemplo, la producción promedio fue de 6.904,3 millones de pies cúbicos frente a una estimación original de 7.088,1 millones, dando un diferencial negativo de 183,8 millones de pies cúbicos diarios. En realidad, el problema de fondo, de acuerdo con el criterio generalizado de expertos independientes en la materia, es que Pdvsa ha sido incapaz de operativizar adecuadamente sus estrategias de expansión gasífera, tanto en los proyectos de gas asociado como de explotación costa afuera, en los cuales estaban cifradas no pocas esperanzas de comenzar a exportar en una plazo relativamente breve.