Nuestro país está dando pasos para la exportación de gas en el futuro y la comprensión de la realidad del mercado es un tema importante para la planificación y toma de decisiones sobre inversiones.
La reconfiguración del mercado de gas en el mundo tiene su origen en dos factores, uno es el crecimiento del uso de las energías alternativas en Europa y el otro el desarrollo de la fracturación hidráulica en los EEUU para la producción del gas de los yacimientos de lutitas, denominado “Shale”; esto convirtió a los EEUU en una potencia gasífera y petrolera que le permite autoabastecerse de energía y ser el mayor productor y exportador de gas del mundo.
Para poder alcanzar esta posición provocó la guerra de la OTAN contra Rusia, en territorio ucraniano, creando así mercado para sus excedentes de petróleo y gas al desplazar gran parte del gas ruso.
Las reservas totales de gas en el mundo incluyen el gas “tradicional” (publicadas por la OPEP) y el “Shale” (publicadas por la agencia de información de la energía de los EEUU eia.gov), se estiman en 12.000 TCF (1 TCF es igual a 1012 pie cubico equivalente o 28 mil millones de metros cúbicos).
La explotación de los yacimientos de lutitas para producir “Shale” gas ha cambiado el orden de los países con reservas totales de gas natural, aquellos que tendrían reservas mayores a 500 TCF representan el 83% del total son, en orden del volumen de reservas: Rusia, China, Irán, EEUU, Argelia, Catar, Argentina, Canadá, Turkmenistán, México y Australia.
EEUU, Canadá, Australia y Argentina exportan gas de lutitas (“Shale”).
En el año 2023 el comercio de gas natural licuado fue de 19 TCF estuvo liderado por los EEUU, que se convirtieron en el mayor exportador de gas licuado con 21%, seguido de Australia, Catar y Rusia, representaron el 68 % del comercio. Las exportaciones de los EEUU a Europa constituyeron 67 % de sus exportaciones; esto como resultado del mercado ganado con la guerra de la OTAN contra Rusia.
Asia es la región que importa la mayor cantidad de gas licuado y se comercializa en: China, Japón, Corea del Sur y los proveedores más importantes son: Australia, Catar, Rusia y Malasia. El mercado de América Latina y el Caribe 0,5 TCF lo comparten EEUU 65 % y la Shell 35 %; con gas de Trinidad y Tobago. La explotación del “shale” gas por Argentina a partir del 2027 la convertirá en la segunda potencia exportadora de gas licuado del continente Americano y la primera por gasducto al enviar gas al sur de Brasil.
Las reservas de gas de Venezuela para el año 2023 son de 200 TCF (1,7 % de las reservas totales) de los cuales 40 corresponden a yacimientos en el mar. Actualmente solo está produciendo, costa afuera, el campo Perla ubicado en el golfo de Venezuela donde la licencia de Cardón IV aporta el 30% de la producción de Venezuela; este gas lo compra el Estado venezolano para abastecer al mercado interno de acuerdo a lo establecido en los términos de la licencia otorgada a ENI-Repsol. El resto de la producción de gas se hace en tierra, fundamentalmente en el Norte de Monagas y la faja petrolífera Hugo Chávez.
Las reservas de los yacimientos: Mejillones, Patao, Rio Caribe 1 y Dragón ubicados en el norte de Paria, suman 14 TCF. El campo dragón está en negociación para ser entregado a la Shell y exportar gas vía Gasducto a Trinidad y Tobago, también está en proceso el desarrollo compartido con Trinidad y Tobago del yacimiento Cocuina-Manakin ubicado en la plataforma Deltana que será operado por BP y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad NGC sujeto a las ·”licencias” de los EEUU; con las incertidumbres del caso.
El mercado de exportación de Trinidad y Tobago disminuyó en 57% en los últimos 10 años por la pérdida de su cliente más importante que fueron los EEUU, en este tiempo sus reservas se redujeron a la mitad. Eso explica la razón por la que Shell ha firmado con Venezuela un acuerdo para importar gas del campo Dragón para reactivar plantas paralizadas. La producción del campo Dragón podría iniciarse en el año 2027, en momentos que la economía venezolana debería estar creciendo, a pesar del embargo y las “licencias” de los EEUU.
Para comprender los posibles escenarios a evaluar en la exportación de gas, a partir del año 2030, utilizaremos la producción y consumo del gas en el 2017, año del recrudecimiento de las hostilidades de los EEUU, que se agudizaron con el bloqueo. Se produjeron 7.400 mpcd (millones de pie cúbico por día), el mayor volumen es gas asociado a la producción de crudo en el Oriente del país que aportó 4.800 mpcd 65 %. Eso muestra la dependencia de la nación de la producción de gas en esta jurisdicción, por lo tanto es importante considerar en la planificación de la industria petrolera la producción de crudos que contengan proporciones importantes de gas asociado para evitar afectar la seguridad energética de la nación.
El consumo de gas por el mercado interno en el 2017 fue 2.400 mpcd. Los principales consumidores de gas, representaron el 88 %. Los sectores consumidores fueron: la Generación de Electricidad 960 mcpd, Industria Petrolera 539 mpcd, Petroquímica 479 mpcd, Siderúrgica 169 mcpd que al aumentar su actividad, en los próximos 3 años, podrían generar déficit de gas con el consiguiente racionamiento a la industria. En el año 2020 por efecto del bloqueo la producción fue de 2.900 mpcd de los cuales 2.300 se produjeron en Oriente, el mercado interno consumió 700 mpcd.
En los medios de comunicación se ha publicado información según la cual se estima producir 1.775 mpcd a finales de 2024 y 3.800 mpcd en el 2030. Este último valor luce insuficiente dado que es necesario contabilizar la quema y venteo, la inyección para preservar la energía de los yacimientos, el combustible necesario para la producción y la posible exportación y evidentemente el mercado interno. Para satisfacer las necesidades del país para ese año y evitar déficit se necesitarían, como mínimo, en el orden 6.000 mpcd.
La recuperación de la economía, a pesar del bloqueo, dependerá de la disponibilidad de gas y especialmente para el sector eléctrico que es lo garantizará la seguridad energética del país y la industrialización del gas para el desarrollo de la “petroquímica”, (en realidad gasoquímica porque nunca hemos tenido producción petroquímica a partir del petróleo).
Para ello sería necesario decisiones de políticas públicas y de planificación para la instalación de plantas de transformación del metano en olefinas y las industrias procesadoras etileno y propileno aguas abajo lo que reduciría las importaciones de plásticos y permitiría la exportación de productos terminados, primer paso para dejar de ser un país dependiente de la exportación de materias primas.
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