La producción venezolana de gas natural solo es suficiente para el consumo de su mercado interno y apenas supera los 16 millones de m3/día (16 MMm3/d). Su volumen es del orden del 10% de la producción argentina actual (155 MM m3/día).
Se estiman reservas potenciales importantes, de unos 5.460.000 MMm3. Sin embargo, hoy son inferiores a las argentinas, de 6.947.000 MMm3, con los proyectos en danza con la exportación de gas natural licuado (GNL) por barcos FLNG (Floating LNG o plantas flotantes de GNL) en el golfo de San Matías y/o en San Antonio Este.
Como lo indica el Informe de la Secretaria de Energía publicado en junio pasado, la vida útil del gas de Vaca Muerta con las producciones anunciadas llega a 63 años. Venezuela, aun multiplicando por diez su producción actual, llegaría a cerca de 150 años.
La opción para ambos países supera ampliamente las posibilidades de consumo en América Latina vía gasoductos y los obliga a pensar en el procesamiento del GNL, para ser exportado al mundo. Un m3 de GNL en estado líquido contiene 600 m3 de gas a una atmosfera, lo que posibilita el transporte de volúmenes fabulosos en barcos metaneros. Eso sí, se requieren tanques criogénicos que mantengan la temperatura interior del GNL a -160°C.
La Argentina posee reservas estimadas por la EIA (Oficina de información energética de Estados Unidos) de 304 Tcf y Venezuela de unos 250 Tcf.
Aquí resulta útil indicar un cuadro de equivalencias entre el sistema gasífero anglosajón y el métrico: 1Tcf o Tetra millones de pies cúbicos = 28,3 Billones de m3; BCFD o Billones de pies cúbicos por día = 28,3 MMm3/d; 1 Mcfd o Mil pies cúbicos por día = 28,3 m3/día; 1MTPA = 1380MMm3/año.
Para enviar gas al mundo, Venezuela y la Argentina compiten entre sí y ambos compiten fuertemente con Estados Unidos, cuyas reservas son de 603 Tcf, es decir más que las de Argentina y Venezuela juntas.
La clave hoy en día es que Estados Unidos ha acelerado la producción del GNL y es por lejos el mayor productor del mundo, con récords de 107.000 millones de pies cúbicos/día (unos 3000 MMm3/d), cerca de 20 veces la producción actual de gas en la Argentina y más de 200 veces la actual producción de Venezuela.
Ante la envergadura que han tomado las reservas de gas no convencional (shale gas) en varios yacimientos de Estados Unidos (el más importante, el Permian, en Texas) se ha puesto como objetivo estratégico asumir este enorme negocio de venta del GNL a decenas de países. Para ello ha construido, entre 2019 y 2024, siete plantas de procesamiento de GNL, duplicando la producción en cinco años de 7 a 14 BCFD, la mayoría en los estados de Texas y Luisiana. A ellas se agregaron en los últimos dos años tres enormes plantas (Corpus Christi, Golden Pass y Plaquemines), elevando la producción de 14 a 20 BCFD.
Con estas diez plantas de procesamiento, Estados Unidos prácticamente puede cubrir ventas de GNL a Europa, África, Asia y Oceanía. Las ventas son en su gran mayoría transoceánicas y requieren contar con flotas de barcos metaneros principalmente de la Shell (que el año pasado llamativamente se retiró de la Argentina). Hoy circulan algo más de 500 barcos metaneros en el mundo y es probable que cerca de la mitad sean tomados por el emprendimiento de los Estados Unidos. Ello determina una pregunta para la argentina exportadora: ¿Le quedarán barcos disponibles? ¿O deberá también construir algunos?
Venezuela cuenta con un yacimiento importante en el mar (off shore) llamado Campo Perla. A pocos kilómetros de allí se encuentra Trinidad y Tobago, en la que la empresa Atlantic LNG elabora el GNL y lo exporta. En realidad, hace tiempo que la provisión de gas cercano decrece. Hay otro yacimiento llamado Campo Drago, que podría suplir gas venezolano para exportación a Trinidad y Tobago, y también quizá duplicar su modesta producción local. La situación de esta exportación se halla en veremos por el bloqueo y la manipulación de Estados Unidos de las futuras producciones.
De hecho, hubo hace años anteproyectos de un gran gasoducto centroamericano desde Venezuela y llegando por tierra a través de los distintos países caribeños a California, Estados Unidos. Nada de eso ocurrió, pues apareció la tecnología del fracking, que con la perforación de pozos horizontales e inyección de agua a altísima presión entre las placas y la inserción de arena permitió un boom de producción. Es por ese motivo que Estados Unidos tendría poco interés en que sus empresas productoras inviertan en GNL en Venezuela en grandes proyectos, dado que implicaría competir consigo mismas. Algo de eso se ve también en la poca presencia de empresas gasíferas americanas en Vaca Muerta.
Entendemos que la situación de Venezuela, con la exportación controlada por Estados Unidos (que es, por ahora, quien otorga los permisos) y con necesidades enormes de financiación, es difícil. Creemos poco probable que se les permita un somero desarrollo. Sin embargo, las actuales autoridades venezolanas expresan algún optimismo sobre la expansión de la producción y exportación. Quizás sea con una intervención de China (hoy posibilidad lejana, dadas las restricciones de Estados Unidos a las mismas. Además, China se ha propuesto grandes inversiones en Brasil, Colombia y Perú).
De hecho, se cree que la exportación propuesta por YPF del Plan 4x4, equivalente a cuatro veces la producción actual (620MMm3/d) en cuatro años, va a tener demoras. La envergadura de la producción es cerca de diez veces la de los dos barcos FLNG (plantas de GNL flotantes) y cerca del 20% de la producción prevista por Estados Unidos con las diez plantas (como vimos, del orden de los 3.000MMm3/día). YPF ha tenido problemas para encontrar financiamiento de varios miles de millones de dólares, y tiene y tendrá probables limitaciones a una inserción libre en el mercado mundial del GNL. La ida de Petronas, las tímidas operaciones de Chevron y la ida de la Shell no son ajenas a las mismas. Ahora se ha incorporado el ENI y un consorcio chino, quizás con menores previsiones y capacidades financieras. No alejado de ello se dan tropiezos en la organización de la construcción del gasoducto de Tratayen (Añelo) al golfo de San Matías (Punta colorada), donde irían a parar los dos barcos FLNG.
El plan actual de YPF para 2030 es producir unos 18 MTPA (unos 68 MMm3/d), es decir cerca del 44% de la producción actual del país. Cabe indicar que los dos barcos solo aportarían un procesamiento de un 2% de la actual producción de Estados Unidos del gas para GNL. Un monto que no debiera preocupar en cuanto a la concurrencia al cuasi monopólico suministro del GNL que es el gran negocio actual de Estados Unidos y que lo viene perfilando sistemáticamente con sus siete plantas en tierra desde el 2019, radicadas mayormente en Texas y Luisiana.
Sin embargo, superados los primeros escalones de procesamiento del GNL por barcos FLNG, la Argentina posiblemente incremente la capacidad de exportación con plantas de procesamiento situadas en tierra. Y ahí las cosas con los gringos no van a ser fáciles.
Estados Unidos ya le puso límites o, más crudamente, la bota sobre la libertad de Venezuela, sobre sus recursos genuinos de gas y de petróleo. Este último es crudo pesado y fue el objetivo del take over de Estados Unidos a la economía y el poder en Venezuela. Es ideal para equilibrar las cargas del crudo liviano del boom del fracking, para una destilación adecuada a su mercado de diésel y fuel oíl.
El actual orden jurídico comercial internacional, que podríamos denominar “doctrina Trump”, parece hoy más importante que el fundado en las instituciones públicas, con sus cada vez más devaluadas constituciones y leyes.
Ojalá que los avatares del mundo actual no impidan que tanto Venezuela como la Argentina puedan aprovechar dignamente el “fantástico recurso gas natural” que poseen en sus territorios.
* El ingeniero Andrés Repar es vicepresidente del Instituto de Energía Scalabrini Ortiz (IESO).
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