IMPLICACIONES POLÍTICAS, ECONÓMICAS, FINANCIERAS Y ESTRATÉGICAS DE LOS ACUERDOS EN MATERIA DE GAS NATURAL ENTRE VENEZUELA Y TRINIDAD Y TOBAGO Alfredo Naime y Yelisbet Briceño [email protected], [email protected] Universidad Venezolana de los Hidrocarburos El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos (metano, etano, propano, butano y otros) en distintas proporciones y otros gases o impurezas como vapor de agua, sulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de carbono (CO2), nitrógeno, entre otros [1]. Desde mediados del siglo XX, los hidrocarburos se convirtieron en la principal fuente energética del mundo. Prácticamente todas las fuentes oficiales en la materia indican que los combustibles fósiles constituyen y constituirán alrededor del 80% de la base de energía mundial, con una tasa de crecimiento de 1,6% anual [2]. Venezuela, como proveedor de energía, posee una ventaja comparativa en el contexto americano y global [3]. Los países exportadores han establecido recortes significativos en los últimos años para estabilizar los precios y mientras la producción de petróleo se ha estancado, la de gas ha aumentado (no entra en la cuota OPEP). Desde el punto de vista ambiental, el gas está teniendo mayor aceptación que los líquidos por su menor emisión de CO 2. La demanda de hidrocarburos se ha segmentado: el petróleo se ha transformado predominantemente en combustible para el transporte y el gas por tubería o vía GNL (Gas Natural Licuado) se utiliza principalmente para generar electricidad [4]. Las ventajas medioambientales del gas y la flexibilidad de comercialización del GNL lo han posicionado como la principal fuente de generación de electricidad y el combustible fósil con mayor crecimiento en los últimos años [2]. En nuestra región, los principales importadores de petróleo son Chile, Brasil, Perú y Trinidad y Tobago, y los exportadores son México, Venezuela, Ecuador, Colombia y Argentina. Las reservas se encuentran en los países productores más Brasil y Perú. En derivados, los principales importadores son Panamá, Paraguay, Chile, Ecuador y Guyana; mientras que los exportadores son Venezuela, Trinidad y Tobago, Brasil, Argentina, Colombia y Perú [5]. Venezuela, que es un país caribeño, atlántico, andino y amazónico, tiene importantes ventajas geoestratégicas, además de ser la primera reserva mundial de petróleo y la mayor reserva de gas del continente después de EEUU . La mayoría de nuestras reservas y la producción actual están vinculadas a la producción petrolera (gas asociado), por lo que su potencial de desarrollo depende de ésta. En consecuencia, explotar las reservas de gas no asociado es fundamental para un desarrollo de largo plazo y sostenido de la industria del gas [3], la cual presenta diferencias sustanciales en su cadena de valor a la del petróleo . El procesamiento del gas natural consiste en eliminar las impurezas y separar el metano de los otros hidrocarburos, que en forma líquida son los denominados líquidos del gas natural (LGN) y se utilizan como materia prima en la industria. El metano es enviado a los centros de consumo vía gasductos o es llevado a estado líquido a -161°C (reduciendo su volumen 600 veces) mediante procesos criogénicos en plantas de GNL, transportado vía barcos metaneros y nuevamente insertado en las redes de distribución, mediante su calentamiento, en plantas regasificadoras. El GNL está creciendo debido a que las grandes reservas están muy alejadas de las zonas de gran consumo, donde las grandes distancias o condiciones geográficas hacen inviable el suministro por gasoducto. En Venezuela, no existen plantas de GNL, pero desde 1970 han existido diferentes proyectos que no se han materializado más por razones políticas que económicas. En 1967, Venezuela recibe la primera propuesta para enviar de 200 a 300 Mp 3/d de GNL a Filadelfia. Aunque había mercado para el gas venezolano en USA, ya se estaban adelantando proyectos en Trinidad, Nigeria y Libia [1]. El mercado asiático es el más importante por países como Japón y Corea (100% de su consumo es GNL), China e India, que presentan elevadas tasas de crecimiento . El GNL se ha expandido gracias a su flexibilidad y el aumento del número de plantas de regasificación, creando un déficit en la capacidad de licuefacción. La utilización de tecnología costa afuera (off-shore)[6][7], en forma de grandes buques que incluyen centrales de gasificación y/o licuefacción, permitiría su ubicación flexible en función de la oferta y la demanda [2]. Fig. 1. Mercado Global de Gas Natural Licuado En 2017 se alcanzó un nuevo récord anual de producción de GNL de 293,1 MT (+35,2MT que 2016), registrando el mayor crecimiento anual desde 2010 . El número de países exportadores se mantuvo en 18 y el mayor incremento fue en Australia, seguido de EEUU , que tiene salida tanto a la cuenca del Pacífico como del Atlántico. La región de Asia y el Pacífico sigue siendo la principal región exportadora con un 38,6% y Qatar sigue siendo el mayor exportador con un aporte alrededor del 28% (81MT) . El resto de la Cuenca del Atlántico, tuvo resultados positivos, particularmente en Nigeria y Argelia, con un aumento total de la cuenca de 17,1MT. Trinidad continuó luchando con los límites en sus reservas de gas y la producción en Atlantic LNG (ALNG) aumentó ligeramente (+0,2MT) a medida que los nuevos proyectos aguas arriba se pusieron en línea durante el año [8]. Fig. 2. Principales Exportadores e Importadores de Gas Natural Licuado Las importaciones en los mercados de Asia-Pacífico y Asia aumentaron nuevamente, principalmente por China y Corea del Sur (+12,7MT y +4,9MT, respectivamente), Japón (sigue siendo el mayor consumidor) en menor proporción, India y Taiwán, que cierran el grupo de los cinco mayores consumidores a nivel mundial . De los nuevos mercados, Pakistán tuvo el mayor crecimiento, mientras que Egipto disminuyó, Polonia y Jordania han seguido aumentando y, en nuestra región, Colombia solo importó una carga de GNL en 2017 [8] y Panamá recibió su primer cargamento de GNL en junio de este año [9]. Las importaciones en Europa aumentaron por tercer año consecutivo a pesar de la fuerte demanda en el Pacífico. Los mercados del noroeste de Europa, Reino Unido y Bélgica se redujeron por los suministros de Noruega y Rusia a través de gasoductos, facilitando el crecimiento de las importaciones en España (+2,3MT), Francia (+2,0MT), Italia y Portugal (+1,5MT). América del Norte y América Latina tuvieron un débil crecimiento y la recuperación de las importaciones mexicanas (+0,8MT) representó casi el aumento total de las dos regiones con una pequeña recuperación en Brasil (+0,3MT) y una disminución en Argentina, debido a su mayor producción interna, y en Puerto Rico debido al huracán María [8]. Fig 3. Plantas de Regasificación de GNL en el Mundo [8] En Latinoamérica y El Caribe, los exportadores son actualmente Trinidad y Tobago (GNL), Bolivia y Argentina (por gasoducto a Brasil), Ecuador, Perú y se pudiera considerar a Venezuela con la posibilidad de exportar gas. Los importadores principales son México, Brasil, Argentina y Chile [5][8] y existen terminales de regasificación en Mexico (16,7MTPA), Brazil (11,7MTPA), Argentina (7,6MTPA), Chile (5,5MTPA), Colombia (3.0MTPA), Republica Dominicana (1,9MTPA), Panama (1.5MTPA) y Puerto Rico (1,2MTPA) [8]. Tradicionalmente, la industria del GNL, como también lo hicieran en el pasado otras industrias de materias primas como el petróleo y el hierro, se ha basado en contratos a largo plazo (20 y 25 años) con el fin de asegurar la oferta y la demanda que minimicen el riesgo de las grandes inversiones. Al igual que lo hicieran otras materias primas que implican grandes inversiones de capital perdurables, el GNL se ha estado moviendo a mercados spot1 de mayor liquidez, más flexibles y eficientes, que han demostrado que también pueden brindar seguridad en la oferta y la demanda [4]. Históricamente, el precio del gas natural ha estado fuertemente atado a los precios del crudo, sobre todo en mercados europeos y asiáticos [2]. En 2017, el comercio spot alcanzó 84,2MT, o 28,7% del total comercializado (+25% que 2016). En comparación con los nuevos proyectos en la Cuenca del Pacífico en 2016, que se contrataron en gran medida a largo plazo, los nuevos proyectos en la Cuenca del Atlántico, se firmaron con compañías agregadoras y comercializadoras, que apoyan el crecimiento del comercio a corto plazo. Las entregas a mediano plazo (2 a 5 años) disminuyeron por tercer año consecutivo debido a la disponibilidad de un suministro flexible y no contratado [8]. Fig. 4. Mercado Global y Rutas de Transporte de GNL El volumen total del comercio de no largo plazo alcanzó 88,3MT en 2017 (+16MT que 2016) que representó el 30% del total, muy cercano (-0,6%) al máximo que alcanzó en 2013 cuando Japón se volcó al mercado spot para satisfacer sus necesidades frente a los eventos en Fukushima. El clima frío del invierno en Asia y Europa, tanto al principio como al final del año, influyó al alza los precios de contado en ambos continentes, pero la mayor oferta en verano hizo que los precios cayeran significativamente. De febrero a agosto, los precios spot en el noreste de Asia cayeron en $4,21/MMBtu, para subir un poco a finales de año, alcanzando un promedio de $9,88/MMBtu en enero 2018 (el más alto en tres años) [8]. 1 El Mercado Spot es aquel donde todos los activos que se compran o venden se entregan de forma inmediata (o en un corto período de tiempo) al precio de mercado del momento de la compra/venta, y no al precio que haya en el momento de la entrega del activo. El Mercado Spot puede verse en Bolsa de Valores, donde los activos se cotizan en un mercado organizado y con normas establecidas o en el mercado OTC (Over The Counter) que son realizados directamente por las partes sin que tenga porque ajustarse a ninguna normativa o mercado organizado y sin que su acuerdo tenga que hacerse público [10]. Es probable que los precios al contado se vean nuevamente a la baja en los próximos años a medida que crece la capacidad de licuefacción. Los precios al contado de Asia subieron el cuarto trimestre por segundo año, divergiendo de los precios europeos y superando la paridad del petróleo, así el GNL de EEUU siguió fluyendo a Asia, proporcionando un punto de referencia cada vez más importante para estos mercados, dada la flexibilidad, liquidez y transparencia de precios del mercado de EEUU que se fijan en el Henry Hub en Louisiana [8]. Las importaciones japonesas en 2014 fueron a $15/MMBtu, cayeron a $9,77/MMBtu en 2015 y $6,59/MMBtu en 2016, recuperándose en 2017 a $7,60/MMBtu . Desde comienzo de la década los compradores asiáticos han buscado que los precios de sus carteras de GNL se desvinculen del petróleo y el crecimiento en la producción de esquistos en EEUU ha hecho que el Henry Hub se cotice con descuento en importantes puntos del Pacífico y Europa [8]. En 2017, los precios spot en el noreste de Asia oscilación de $9,49/MMBtu a comienzos de año hasta $5,28/MMBtu en agosto, principalmente por la demanda fuera de temporada de China y Corea del Sur, para volver a subir en invierno 2017-18 a $9.88/MMBtu . Europa ha mostrado patrones de variabilidad similares, aunque con picos menores, alcanzando $6,54/MMBtu en enero, un mínimo de $4.46/MMBtu en Junio y volviendo a subir a $7,76/MMBtu en diciembre para el National Balancing Point (NBP) del Reino Unido [8]. El diferencial de precios al contado entre Asia y Europa promedió $0,18/MMBtu en agosto y septiembre, aumentando a $2.91/MMBtu en diciembre . Después de que la diferencia entre NBP y Henry Hub bajó al mínimo de $0,71/MMBtu (sep. 2016), se amplió durante los inviernos 2016–17 y 2017–18, alcanzando $4,96/MMBtu . En comparación con los precios en otras regiones, los precios del Henry Hub fueron notablemente constantes hasta 2017, con un rango de solo $0,50/MMBtu durante el año, promediando $2,96/MMBtu, esta baja en Henry Hub proviene de la eliminación de las restricciones para los esquistos [8]. En los últimos años, Venezuela se ha planteado varios proyectos orientados a incrementar la disponibilidad de gas tanto para el mercado interno como para exportación, alguno de ellos culminados, otros en marcha y algunos con fuertes retrasos. La Interconexión Centro Occidente (ICO) logró consolidar en una sola red nacional los dos principales circuitos existentes en el país cubriendo el desequilibrio del mercado interno [11] y el desarrollo de las reservas del campo Perla2 dio inicio a la explotación de gas no asociado costa afuera [12]. Hacia el oriente del país, se presenta el Proyecto Mariscal Sucre, el cual abarca cuatro campos ubicados en el norte de la Península de Paria: Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe [12][13] y el Proyecto Delta Caribe Oriental [12] a través de la línea de delimitación entre la República Bolivariana de Venezuela y la República de Trinidad y Tobago que comprende una serie de proyectos de unificación de yacimientos con el país vecino 3 para su envío a la Planta de GNL que estará ubicada en Güiria, en el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA). En Venezuela, además de los 150 billones de pies cúbicos (BPC) de reservas de gas probadas, se estiman 196 BPC de reservas probables [10], con los que Venezuela tiene gran oportunidad de convertirse en abastecedor de gas para varios países del hemisferio, ya sea por tubería o GNL[1]. Debido a la complejidad del proyecto del CIGMA, la magnitud de las reservas de Venezuela y al agotamiento de las reservas de gas de Trinidad y Tobago, desde hace varios años ambas naciones han estado conversando para establecer un acuerdo para el envío de gas hacia las 2 Bloque Cardón IV del Proyecto Rafael Urdaneta 3 De los cuatro bloques definidos, el bloque 3, , La Plataforma Deltana, no requiere unificación por no tener yacimientos compartidos plantas de GNL en Trinidad [14]. Igualmente, Venezuela ha tratado de impulsar un proyecto integracionista de la región latinoamericana y caribeña, para cambiar la situación de subdesarrollo y las fuertes asimetrías frente a la potencia industrial que representa EEUU, usando su gran potencial energético con proyectos como PetroCaribe. Expertos de la Organización Latinoamericana de la Energía (OLADE) estiman que la integración energética permitiría ahorrar entre US$4.000 y US$5.000 millones de dólares por año [3]. Fig. 5. Plantas de Gas Natural Licuado en el Mundo [8] Sin embargo, Trinidad y Tobago está dentro del grupo de países que no pertenecen a PetroCaribe y las cuatro plantas de GNL, con capacidad para 15,5MTPA, son de capital privado (Atlantic LNG). Las mismas se presentan a continuación [6]: Planta Atlantic LNG T1 Atlantic LNG T2 Atlantic LNG T3 Atlantic LNG T4 Año 1999 2002 2003 2006 Capacidad 3,3 MTPA 3,5 MTPA 3,5 MTPA 5,2 MTPA Dueños Shell, BP, CIC, NGC Trinidad Shell, BP Shell, BP Shell, BP, NGC Trinidad Tecnología de Licuefacción ConocoPhillips Optimized Cascade ® ConocoPhillips Optimized Cascade ® ConocoPhillips Optimized Cascade ® ConocoPhillips Optimized Cascade ® Si bien el proyecto es técnica y económicamente factible, además de rentable, políticamente presenta algunas dificultades en su negociación con la república de Trinidad y Tobago, los principales socios de la planta (Shell y BP) y el propietario de la tecnología (ConocoPhillips), con los cuales Venezuela y PDVSA han tenido complejas relaciones comerciales en los últimos años [15][16][17]. En principio, cualquier estrategia de desarrollo y crecimiento sostenido del subcontinente acrecentaría sus requerimientos de energía, pudiendo reducir los volúmenes vendidos hacia fuera, principalmente a EEUU [18], afectando sus intereses. El Caribe es una compleja y heterogénea región 4 con fuerte influencia de poderes hegemónicos de potencias europeas y de Estados Unidos, que difícilmente dejarán que sus intereses se vean afectados con procesos de integración económica, la posibilidad de 4 Existe un Caribe hispánico (colonizado por España), un Caribe anglófono (de ocupación británica), que incluye a Trinidad y Tobago, un Caribe francófono y un Caribe Holandés [6] generar un mercado común y el desarrollo social de la región, impulsados por la creciente influencia de Venezuela [3][19][20]. Trinidad y Tobago y Barbados han tenido una actitud competitiva con Petrocaribe por la afectación de sus intereses como productores y en la Comunidad de Estados del Caribe (CARICOM) han planteado la necesidad de elaborar un Programa Energético alternativo a la dependencia del petróleo venezolano, en conjunto con Jamaica, que aunque se beneficia del acuerdo de PetroCaribe, está buscando alianzas con los Estados Unidos y mantiene afinidad con los intereses británicos [20]. Fig. 6. Golfo de Paria (Venezuela) e Isla de Trinidad (Trinidad y Tobago) Conclusiones y Recomendaciones La incorporación de Venezuela al mercado de exportación de GNL no sólo es factible técnica y económicamente, sino una evolución natural, necesaria y hasta imprescindible para consolidar su industria del gas. La asociación con Atlantic LNG, si bien presenta buenas potencialidades, aún posee algunos puntos de atención, más políticos que técnicos para su concreción. Las diferencias políticas que pudieran afectar la negociación, dado que el gobierno de Trinidad y Tobago no es el propietario de las instalaciones, dependerán más de la evolución de los acuerdos comerciales con las empresas involucradas y la rentabilidad económica del proyecto, en sintonía con sus intereses geoestratégicos a escala mundial. Si bien la culminación del CIGMA pudiera postergarse algunos años más, Venezuela pudiera plantearse exportar GNL usando instalaciones flotantes o buques de licuefacción desde Cardón IV (Occidente) o desde el Bloque Dragón (Oriente), sin tener que esperar la culminación de la planta en tierra firme o culminar la negociación con Atlantic LNG y Trinidad. Esto dependerá de la capacidad de negociación y los acuerdos con los potenciales clientes, en una negociación que no deja de ser compleja pero que es factible tanto desde el punto de vista técnico como económico. Adicionalmente, el tener alternativas off-shore de licuefacción, le daría al país mejores condiciones de negociación. El mercado más interesante por tener la mayor demanda de GNL (por no tener posibilidad de venta por tubería) y, por tanto, la mejor valoración del gas, es el mercado asiático, al que Venezuela puede acceder tanto a través del Canal de Panamá [21] como con la ruta larga por el Cabo de Buena Esperanza, con la cual en varias oportunidades se han enviado cargamentos desde Trinidad a Japón antes de la ampliación del Canal de Panamá [22][23]. Si bien para una mejor valoración del gas y rentabilidad del proyecto los mercados asiáticos son el objetivo (donde Venezuela tiene un importante socio y gran consumidor de GNL como China), pensamos que para el estudio económico del proyecto se debe tomar en cuenta mercados más flexibles, abiertos y de precios más bajos (con menos fluctuaciones y picos) como el Henry Hub o el NBP de la Cuenca del Atlántico donde se encuentra la región Latinoamericana y Caribeña, que sería un mercado natural para Venezuela. De esta forma, garantizando un punto de equilibrio en la Cuenca del Atlántico, se podría buscar aumentar la rentabilidad con envíos más largos a la Cuenca del Pacífico o evaluar un acuerdo de mediano y largo plazo con China para ampliar la matriz de exportación de energía a ese país que asegure la demanda que garantice el retorno de inversión del proyecto. El surgimiento inminente de EEUU como un importante exportador con presencia en ambas cuencas y probables suministros de GNL a Asia, hace más fuerte la posibilidad de que el Henry Hub pueda influir como marcador en el mercado mundial. Esta por verse si en los próximos años se establece una fórmula de precios basada en varios mercados de ambas cuencas o aumentará la influencia de los mercados por tubería de Norte América y Europa. Referencias [1] Caro, R.; González, D.; Hernández, N.; Machado, P. Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitad. La Industria del Gas en Venezuela. ANIH Publicación No. 3. Caracas, Venezuela. 2009. ISBN: 978-980-710603-0 [2] Management Solutions. Retos en la gestión del negocio del gas natural. 2009. www.msspain.com [3] Pottellá, C.; Quiroz, R. La energía como factor activo de la integración latinoamericana. Retos y perspectivas de la integración energética en América Latina. Instituto Latinoamericano de Investigaciones Sociales. Pag. 131-161. 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