COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL VENEZOLANO EN EL CONTINENTE AMERICANO

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1 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO COORDINACIÓN DE POSTGRADO EN GERENCIA ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DEL NEGOCIO DEL GAS NATURAL TRABAJO ESPECIAL DE GRADO COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL VENEZOLANO EN EL CONTINENTE AMERICANO ODOARDO MENDOZA ALCÁNTARA Caracas, Enero de 2.007

2 UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVAR DECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO COORDINACIÓN DE POSTGRADO EN GERENCIA ESPECIALIZACIÓN EN GERENCIA DEL NEGOCIO DEL GAS NATURAL COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL VENEZOLANO EN EL CONTINENTE AMERICANO Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simón Bolívar por Odoardo Mendoza Alcántara como requisito parcial para optar al título de Especialista en Gerencia del Negocio del Gas Natural, realizado con la tutoría del profesor Marco González Caracas, Enero de 2.007

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5 iv AGRADECIMIENTOS Y DEDICATORIAS Quisiera agradecer a mis compañeros de postgrado por su profesionalismo y en especial su amistad desde que iniciamos este reto en nuestras vidas, a mi familia por su apoyo, a mis tíos Ramón, Carlos José y Luisa por todos los consejos y ayudas, a mi prima Raiza y su esposo Carlos ya que han sido como unos segundos padres para mi y finalmente a mis padres por su amor incondicional, la educación y los valores que me inculcaron desde pequeño. Este trabajo esta dedicado a mis padres.

6 v RESUMEN El propósito del presente trabajo fue determinar un portafolio de comercialización del gas natural venezolano en el Continente Americano. Para ello se realizó un análisis de la situación actual de la industria gasífera venezolana, determinándose los volúmenes disponibles para exportación en los próximos años, en base a información de reservas, producción y demanda; además se analizó la situación mundial actual y en los próximos años de este energético, los diferentes métodos tecnológicos para el transporte, comercialización y finalmente la demanda y oferta de gas natural en el Continente Americano. Tomando en cuenta la situación analizada se determinaron las alternativas para comercialización, desde un punto de vista técnico y económico; se diseñó una matriz económica para la evaluación de las diferentes alternativas y se realizó una comparación de los diferentes criterios económicos con un respectivo análisis de sensibilidad de las opciones. El proceso implicó la identificación del mercado más idóneo desde el punto de vista económico para la comercialización del hidrocarburo, así como del mejor método para realizar dicha exportación. Palabras claves: monetización de gas natural, mercados de gas natural en América, comercialización de gas natural, gas natural en Venezuela.

7 vi Hoja de aprobación Veredicto de aprobación Agradecimientos - Dedicatorias Resumen Índice Índice de tablas y figuras ii iii iv v vi viii INTRODUCCIÓN...1 FASE DE PLANIFICACIÓN CAPÍTULO I: PROYECTO ESPECIAL DE TRABAJO DE GRADO 1. JUSTIFICACIÓN OBJETIVOS DEL ESTUDIO METODOLOGÍA CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN... 6 FASE DE EJECUCIÓN CAPÍTULO II: MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL 1. FUNDAMENTOS CONCEPTUALES FORMAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL DEMANDA MUNDIAL DE ENERGÍA EVALUACIÓN DEL PROYECTO CAPÍTULO III: EXAMEN DE LA SITUACIÓN 1. RESERVAS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN VENEZUELA PROYECTOS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO PROYECCIONES DEL GAS NATURAL EN VENEZUELA DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO ANÁLISIS DE PAÍSES EXPORTADORES DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO CAPÍTULO IV: DISEÑO DE LA PROPUESTA 1. ESCENARIOS DE EXPORTACIÓN DEL GAS NATURAL DE VENEZUELA PREMISAS CAPÍTULO V: VALIDACIÓN DE LA PROPUESTA 1. EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL LICUADO CASO A: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A ESTADOS UNIDOS CASO B: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A CANADÁ CASO C: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A MÉXICO CASO D: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNL A BRASIL EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GAS NATURAL COMPRIMIDO CASO E: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GNC A CENTRO AMÉRICA EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTOS... 65

8 vii 9. CASO F: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO A BRASIL CASO G: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GASODUCTO AL CARIBE EXPORTACIÓN DE GAS VÍA CONVERSIÓN DE GAS A LÍQUIDOS CASO H: EXPORTACIÓN DE GAS VÍA GTL AL CARIBE COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS PORTAFOLIO DE COMERCIALIZACIÓN ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD FASE DE EVALUACIÓN CAPÍTULO VI: EVALUACIÓN DEL PROYECTO 1. RESULTADOS RELEVANTES COMPARACIÓN ENTRE LO PLANIFICADO Y LO EJECUTADO REVISIÓN SOBRE EL CRONOGRAMA LOGRO DE LOS OBJETIVOS PLANTEADOS EN LA PROPUESTA DE ESTUDIO CAPÍTULO VII: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 1. CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS... 90

9 viii INDICE DE TABLAS Y FIGURAS FIGURAS FIGURA 1: Construcción Gasoducto 11 FIGURA 2: Construcción Gasoducto 11 FIGURA 3: Planta de GNL Snohvit 13 FIGURA 4: Terminal de regasificación Trunkline en Los Angeles 13 FIGURA 5: Barco de GNC 13 FIGURA 6: Planta GTL Baton Rouge 14 FIGURA 7: Crecimiento energético mundial 16 FIGURA 8: Tendencias crecimiento energético mundial 16 FIGURA 9: Reservas probadas mundiales de gas natural 21 FIGURA 10: Reservas probadas de gas natural en Latinoamérica y el Caribe 22 FIGURA 11: Proyecto Rafael Urdaneta 24 FIGURA 12: Proyecto Mariscal Sucre 25 FIGURA 13: Proyecto Plataforma Deltana 25 FIGURA 14: Proyecto Golfo de Paria 26 FIGURA 15: Consumo de gas en Venezuela 26 FIGURA 16: Demanda de gas en Venezuela 27 FIGURA 17: Producción de gas costa afuera Oriente 29 FIGURA 18: Producción de gas costa afuera Occidente 30 FIGURA 19: Suministro y demanda de gas 33 FIGURA 20: Propuestas de exportación 47 FIGURA 21: Instalaciones existentes y propuestas de GNL en Norte América 52 FIGURA 22: Suministro de gas vía GNL hacia Estados Unidos 53 FIGURA 23: Costos de Transporte de GNL 54 FIGURA 24: Terminales de GNL en Canadá 56 FIGURA 25: Terminales de GNL en México 58 FIGURA 26: Gasoductos en América del Sur 61 FIGURA 27: Gasoducto al Sur 66 FIGURA 28: Gasoducto Transcaribeño 69 FIGURA 29: Ruta gasoducto al Caribe llegando hasta Santo Domingo (República Dominicana) 71 FIGURA 30: Comercialización de GTL al Caribe 73 TABLAS TABLA 1: Cronograma planificado de actividades 7 TABLA 2: Composición típica del gas natural 10 TABLA 3: Reservas probadas de gas natural (BPC) 23 TABLA 4: Reservas Probadas de Gas Natural en Venezuela (MMM 3 ) 24 TABLA 5: Consumos esperados de gas natural por sector (MMPCED) 28 TABLA 6: Producción de gas natural por zona operativa (MMPCED) 31 TABLA 7: Consumos estimados vs. Producción de gas natural (MMPCED) 32 TABLA 8: Reservas probadas de gas natural en América 40 TABLA 9: Importaciones de gas natural en América 41

10 TABLA 10: Exportaciones de gas natural en América 42 TABLA 11: Resultados exportación vía GNL a Estados Unidos 55 TABLA 12: Resultados exportación vía GNL a Canadá 57 TABLA 13: Resultados exportación vía GNL a México 58 TABLA 14: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Fortaleza) 60 TABLA 15: Resultados exportación vía GNL a Brasil (Sao Mateo) 61 TABLA 16: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Miami 63 TABLA 17: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana / Panamá 64 TABLA 18: Resultados exportación vía GNC a Puerto Rico / Republica Dominicana 65 TABLA 19: Presiones finales para distintas longitudes en tubería de 36 pulgadas 67 TABLA 20: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Santa Elena de Uairen) 68 TABLA 21: Resultados exportación vía Gasoducto a Brasil (Fortaleza) 69 TABLA 22: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (Cuba) 70 TABLA 23: Resultados exportación vía Gasoducto al Caribe (República Dominicana) 72 TABLA 24: Resultados exportación vía GTL al Caribe (República Dominicana) 74 TABLA 25: Cuadro comparativo de resultados de las propuestas de comercialización 75 TABLA 26: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNL 76 TABLA 27: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con Brasil 77 TABLA 28: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GNC 77 TABLA 29: Cuadro de sensibilidad de las propuestas de comercialización con GTL 77 TABLA 30: Cronograma real de actividades 80 ix

11 1 INTRODUCCIÓN A nivel mundial se espera que continúe aumentando el consumo energético, impulsado por dos factores el crecimiento de la población y el progreso económico; dentro de los combustibles fósiles, el gas natural se proyecta con el mayor crecimiento en los próximos años, debido principalmente a sus características de combustible limpio. En Venezuela actualmente la industria del gas natural cubre apenas las necesidades internas, las reservas producidas hasta los momentos en su mayoría asociadas al petróleo imposibilitaban la comercialización del hidrocarburo, pero los nuevos proyectos de desarrollo del gas natural no asociado, permitirán una independencia del gas con respecto al petróleo, abriendo la posibilidad de pensar en un esquema de exportación y comercialización de este hidrocarburo. La correcta selección del esquema de exportación maximizará los dividendos y el retorno de las inversiones en el sector, esto se hace aún más necesario cuando los proyectos, las inversiones e inclusive los contratos de suministro de gas natural son a largo plazo. El siguiente trabajo especial de grado denominado Comercialización del Gas Natural Venezolano en el Continente Americano, busca plantear y evaluar opciones de exportación de las reservas de gas natural venezolanas, desde un punto de vista técnico y económico.

12 2 FASE DE PLANIFICACIÓN Capítulo I: Proyecto de Trabajo Especial de Grado

13 3 CAPÍTULO I PROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO En las páginas siguientes se expone el Proyecto de Trabajo Especial de Grado presentado a las instancias correspondientes. Se expone la Justificación, los objetivos, la metodología establecida, y por último el cronograma de ejecución. 1. JUSTIFICACIÓN El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos, principalmente metano con etano, propano, butanos, pentanos y más pesados, cuya producción puede estar asociada o no a la del petróleo crudo, condensados u otros fósiles (González, 2006). El crecimiento de la demanda mundial de energía en los últimos años ha colocado al gas natural en una posición ventajosa, gracias a su característica de ser un combustible ambientalmente limpio, además de existir grandes reservas a nivel mundial de este hidrocarburo y finalmente a tener un precio en el mercado internacional inferior al del crudo. La comercialización de este energético se puede ejecutar de varias maneras, ya sea exportando el hidrocarburo como también la transformación del mismo en productos derivados para su uso y venta (Shively & Ferrare, 2003). Actualmente en Venezuela se están comenzando a desarrollar proyectos de exploración de gas natural no asociado, lo cual genera nuevas oportunidades de comercialización de este hidrocarburo a nivel internacional, generando

14 4 entradas de divisas a nuestro país, retorno por impuestos y regalías asociadas a las actividades de producción y comercialización (Martínez, 2005). Por estas razones es de gran importancia evaluar las diferentes oportunidades de comercialización del gas natural no asociado en nuestro mercado natural, cuantificando los posibles compradores en el Continente Americano, el medio técnico comercial más idóneo para la importación y posibles competidores del mercado. Con el presente Trabajo Especial de Grado se espera contribuir con el desarrollo del Negocio del Gas en Venezuela, evaluando las diferentes opciones de venta de Gas Natural y seleccionando la mejor opción para Venezuela en la comercialización de este hidrocarburo. 2. OBJETIVOS DEL ESTUDIO Los objetivos que componen el siguiente Proyecto de Trabajo Especial de Grado son los siguientes: General: Determinar el esquema técnico comercial más efectivo de comercialización del gas natural venezolano en el Continente Americano. Específicos: Determinar las variables más relevantes del mercado energético en los principales países del Continente Americano. Determinar un modelo económico de las diferentes alternativas de comercialización del gas natural en los países que conforman el Continente Americano.

15 5 Determinar los principales competidores de Venezuela como país exportador de Gas Natural al Continente Americano. Proponer el portafolio de comercialización más adecuado para Venezuela. 3. METODOLOGÍA Para el logro de los objetivos propuestos se cumplieron los siguientes pasos: 3.1. Marco Conceptual. Se determinaron las proyecciones mundiales de crecimiento de la demanda gas natural como combustible y materia prima, según información de la agencia Energy Information Administration (EIA, 2006 a) y otros entes no gubernamentales. Seguidamente, basándonos en autores tales como González (2006) y Martínez (2006), se analizaron las distintas formas de monetización del gas natural para su colocación en los diferentes mercados. Finalmente se evaluaron los competidores de Venezuela como país exportador de Gas Natural para el Continente Americano Examen de la Situación. Para determinar la situación actual se evaluaron dos aspectos fundamentales: Análisis Interno. Se determinó la cantidad de gas natural no asociado disponible para su comercialización, mediante datos de reservas probadas en los diferentes proyectos nacionales, los números del plan de desarrollo de Gas Natural elaborado por PDVSA, restando el volumen que PDVSA va a necesitar para satisfacer la demanda interna incluyendo los nuevos proyectos planteados por el gobierno.

16 6 Análisis Externo. Utilizando información de la agencia EIA (Energy Information Administration) y otros entes no gubernamentales relativa a la cuantificación de reservas probadas, importaciones y exportaciones de gas, tendencias de consumos de energía y la infraestructura existente en los diferentes países, se determinaron los nichos de mercados para exportar Gas Natural en el Continente Americano, realizando un análisis de los principales competidores existentes en la región Alternativas de Monetización. Luego de determinar los posibles compradores de Gas Natural en el Continente Americano, se evaluaron las diferentes alternativas de monetización del hidrocarburo, desde un punto de vista técnico y comercial Portafolio de Comercialización. Una vez definida las mejores opciones de exportación de Gas Natural se recomendó el mejor portafolio de exportación del hidrocarburo en el mercado americano Evaluación del proceso de Trabajo Especial de Grado. Para realizar la evaluación del proceso del Proyecto de Trabajo Especial de Grado, se realizó una comparación de las actividades planificadas en contraste con las ejecutadas, se midió el grado de cumplimiento del cronograma de ejecución establecido y el logro de los objetivos planteados. 4. CRONOGRAMA DE EJECUCIÓN Para el cumplimiento de los pasos establecidos en la metodología se cumplió el siguiente cronograma:

17 7 TABLA 1: Cronograma planificado de actividades Actividad Tiempo Estimado Fecha de Culminación Probable Marco Conceptual. 1 mes Septiembre 15, 2006 Diagnóstico de la Situación. 2 meses Octubre 10, 2006 Alternativas de Monetización. 2,5 meses Octubre 20, 2006 Portafolio de Comercialización. 1 mes Noviembre 15, 2006 Elaboración de Conclusiones y 0,5 meses Diciembre 1, 2006 Recomendaciones. Entrega del Informe Final 1ra Versión 0.5 meses Diciembre 15, 2006

18 8 FASE DE EJECUCIÓN Capítulo II: Marco Conceptual Referencial Capítulo III: Examen de la Situación Capítulo IV: Diseño de la Propuesta Capítulo V: Validación de la Propuesta

19 9 CAPÍTULO II MARCO CONCEPTUAL REFERENCIAL Como Marco Referencial del trabajo se presentan los fundamentos conceptuales relativos al gas natural como energético, las diferentes formas de comercialización o monetización de este recurso, y un análisis de las tendencias mundiales en el mundo energético. 1. FUNDAMENTOS CONCEPTUALES El gas natural es una de las fuentes principales de energía en muchas de nuestras actividades y necesidades cotidianas; este es un combustible que en su forma pura es un gas incoloro e inodoro, el cual al ser quemado tiene una combustión limpia que resulta en menores emisiones al ambiente de productos derivados dañinos para el mismo. Este combustible es una mezcla de hidrocarburos, la cual varía dependiendo del lugar donde se encuentre, su proceso de formación y otras variables; su principal componente usualmente es el metano. En cuanto a los contaminantes que pueden estar presentes tenemos agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, oxigeno, nitrógeno, entre otros.

20 10 TABLA 2: Composición típica del gas natural. (Natural Gas Supply Association, 2006) Componente Fórmula Porcentaje Molar Metano CH Etano C 2 H 6 Propano C 3 H Butano C 4 H 10 Dióxido de Carbono CO Oxigeno O 2 0-0,2 Nitrógeno N Sulfuro de Hidrogeno H 2 S 0-5 Constantemente los seres humanos requieren energía para calentar nuestros hogares, cocinar los alimentos y generar electricidad, estas necesidades que presentan un crecimiento sostenido en los últimos años, han elevado el nivel de importancia del gas natural en la vida de los seres humanos y su sociedad. (Natural Gas Supply Association, 2006) 2. FORMAS DE COMERCIALIZACIÓN DEL GAS NATURAL El gas natural puede llegar a nuestros hogares, comercios e industrias en forma de electricidad, como medio de calefacción, como combustible para preparar comidas así como para mover nuestros automóviles, entre otras aplicaciones. Para llevar el gas natural desde los sitios de producción y acondicionamiento hasta el cliente final hay varios métodos que la tecnología nos permite utilizar, a medida que han pasado los años se ha buscado nuevas maneras económicamente viables de transportar este hidrocarburo a grandes distancias, debido a que las reservas se encuentran en lugares remotos a los grandes centros de consumo y las cercanas a estos han ido agotándose.

21 11 El método más usado para el transporte del gas natural ha sido el gasoducto, estas son tuberías a alta presión que recorren grandes distancias por lo general enterradas, interconectando distintos entes territoriales. La unión de los centros de producción con los clientes finales usando este método ha sido viable hasta ciertas distancias; factores como las pérdidas de energía, el daño al ecosistema y los costos de los materiales así como de construcción del gasoducto, hacen en algunos casos inviable técnica y económicamente este tipo de medio de transporte. FIGURA 1: Construcción Gasoducto (Duke Energy, 2006). FIGURA 2: Construcción Gasoducto (Archimage, 2006) Los componentes principales en un sistema de transporte por gasoductos son: La tubería que puede tener diámetros entre 6 y 48 pulgadas, dependiendo de la presión y el volumen que se manejen Las estaciones compresoras que están encargadas de aumentar la presión para así asegurar que el gas llegue a su destino final Las estaciones de regulación y medición que permite a la compañía operadora de la tubería controlar y medir el flujo de gas a lo largo de la tubería

22 12 Las estaciones de válvulas de bloqueo que son usadas para restringir y atrapar el gas natural en secciones, permitiendo así realizar trabajos de inspección o mantenimiento a la tubería y a la hora de una eventualidad, minimizar el volumen de gas natural afectado. Otro método para transportar gas natural en grandes distancias que en la actualidad representa un mercado pequeño, pero con gran crecimiento en los últimos años, es el Gas Natural Licuado (GNL); con este método se enfría el gas natural hasta una temperatura aproximada de -161 C licuándose a presión atmosférica, reduciendo su volumen 610 veces, lo que hace práctico su transporte y almacenamiento. (EIA, 2003) Este método de transporte es más económico que las tuberías, cuando se requiere transportar el gas natural a grandes distancias, cruzando océanos, para llevar el gas hasta otros Continentes, utilizando barcos especialmente diseñados para manejar el GNL. (Center for Energy Economics, 2006) La cadena de valor del gas natural licuado está compuesta de las siguientes etapas: El terminal o tren de licuefacción, es la planta o facilidad donde se licua el gas natural y se almacena para su despacho. Los barcos o metaneros, son los encargados de transportar el GNL, en tanques especialmente diseñados ubicados a bordo de estos trasatlánticos de doble casco. El terminal de regasificación, es donde se almacena el GNL en tanques criogénicos hasta ser necesitado, siendo este momento cuando se lleva el gas a estado gaseoso nuevamente.

23 13 FIGURA 3: Planta de GNL Snohvit (Statoil, 2006). FIGURA 4: Terminal de regasificación Trunkline en Los Angeles (International LNG, 2006) Otra opción de transporte es el gas natural comprimido (GNC); este medio de transporte es generalmente usado para distancias más cortas que las de GNL, donde los altos costos de las facilidades o la cantidad de las reservas impiden el desarrollo de plantas de GNL e inclusive de la opción Gasoducto. Este modo de comercialización del gas permite disminuir los requerimientos de un contrato a largo plazo de suministro por los volúmenes que se manejan, lo que da una gran oportunidad para colocar el gas natural en el mercado spot. La relación de compresión usual es de 200:1, al gas se le eleva la presión hasta una presión aproximada de 200 barg (3.000 libras por pulgada cúbica), y el gas se puede mantener inclusive a temperatura ambiente. (Fitzsimmons, 2004) FIGURA 5: Barco de GNC. (Enersea, 2006)

24 14 La otra forma de comercializar el gas natural y a evaluar en el desarrollo de este trabajo es por medio de un proceso conocido como gas a líquidos (GTL, "Gas To Liquids" según sus siglas en inglés), proceso el cual transforma el gas natural en productos terminados líquidos, como gasolina, diesel, bases lubricantes y otros. El proceso para transformar el gas natural en derivados líquidos tiene dos tecnologías, una que tiene conversión directa (Syncrude) y otra con conversión indirecta (Syngas) por medio de un proceso de Fisher Tropsch o una síntesis vía metanol. Esta forma de comercialización por lo general no puede competir con los productos derivados del petróleo convencionales; sin embargo las nuevas tecnologías, el alto desempeño de estos productos con menos impurezas y las ventajas de ser productos que emiten menos contaminantes debido a ser derivados del gas natural, le han dado un espacio atractivo en el mercado. (Chemlink, 1997) FIGURA 6: Planta GTL Baton Rouge. (ExxonMobil, 2006)

25 15 3. DEMANDA MUNDIAL DE ENERGÍA La energía es hoy en día vital para mantener los estándares actuales de los seres humanos, comenzando por la búsqueda de una mejor calidad de vida y el desarrollo económico de las naciones. Se espera que para los próximos 25 años este desarrollo económico tenga un alto impacto en la demanda de energía y las formas de comercialización de la misma; debido a esto es necesario asegurar un suministro confiable de alternativas energéticas, las cuales no afecten el medio ambiente. El gas natural como energético limpio juega vital importancia en estos objetivos; se espera que para el año 2030 la economía mundial crezca el doble, principalmente impulsada por los países emergentes o en vías de desarrollo y el crecimiento poblacional el cual se espera sea de alrededor de un 20% para ese año. (ExxonMobil, 2006a) En cuanto al consumo energético, todos los días el mundo consume 230 Mbdoe (millones de barriles diarios equivalentes de petróleo), esperando para el 2030 un aumento hasta 334 Mbdoe (aproximadamente un 50 % mas de lo consumido actualmente), especialmente concentrado en la zona Asia Pacífico. (ExxonMobil, 2006a)

26 16 FIGURA 7: Crecimiento energético mundial. (ExxonMobil, 2006a) Se espera que en este crecimiento del consumo energético, los combustibles predominantes sigan siendo los fósiles, debido a la flexibilidad y la cantidad de reservas existentes, las cuales se adaptan a los requerimientos del período, donde el petróleo y el gas natural representarán cerca del 60% del consumo. Se predice que el gas natural tenga un crecimiento importante y rápido, alrededor de un 1,8% anual; este crecimiento será impulsado principalmente por los beneficios ambientales en bajas emisiones y la eficiencia al generar energía eléctrica. (ExxonMobil, 2006a) FIGURA 8: Tendencias crecimiento energético mundial. (ExxonMobil, 2006a)

27 17 Finalmente parte importante de este crecimiento de la demanda de gas natural está en las importaciones de las regiones gasíferas maduras, donde la producción ha disminuido notablemente debido a la madurez de los campos y a los años de explotación existente en estos países, entre ellos Estados Unidos, Inglaterra y otros países europeos. (ExxonMobil, 2006a) El déficit de producción en estas áreas, aunado al crecimiento de la demanda debe ser aprovechado, de tal forma que se coloquen las reservas venezolanas de gas natural no asociado de una manera en que la industria del gas natural madure y el país reciba ingresos adicionales derivados de la exportación, regalías e impuestos de este energético. La producción de este hidrocarburo sumado a la elevada demanda existente, puede ayudar a que Venezuela consiga un puesto como exportador, ayudando a satisfacer las demandas energéticas futuras a nivel mundial, convirtiéndose en un país de referencia en el mercado del gas y creando fuertes lazos de integración regional, todo esto sin dejar a un lado la demanda interna, la maximización de las exportaciones de crudo y el crecimiento económico y social de la nación. 4. EVALUACIÓN DEL PROYECTO Para determinar si las propuestas y/u opciones presentadas en este trabajo son atractivas desde un punto de vista económico y evaluar de una forma cuantitativa si es recomendable la asignación o no de recursos a determinada iniciativa, se usarán criterios básicos para la evaluación de un proyecto, basados en las herramientas de las matemáticas financieras. La evaluación presentada en este trabajo es netamente económica, con estimaciones de lo que se espera en un futuro sean los beneficios y costos

28 18 asociados de las diferentes propuestas; no se tomará en cuenta el factor social que las propuestas puedan generar. A continuación se presentan las diferentes herramientas o técnicas de medición de rentabilidad usadas para el trabajo especial: Primero se tiene el criterio del Valor Presente Neto (VPN), el cual plantea que el proyecto y/o la propuesta deben aceptarse si su valor es igual o mayor a cero, donde el VPN es la diferencia entre todos los ingresos y egresos expresados en moneda actual (Sapag Chain, 2000). VPN = n t= 1 Y E t (1 + i) t t I 0 (1) Donde: Y t : flujo de ingresos del proyecto E t : flujo de egresos del proyecto I 0 : inversión inicial i: tasa de descuento El segundo criterio es el de la tasa interna de retorno (TIR), éste evalúa el proyecto y/o la propuesta en función de una única tasa de rendimiento por período, con la cual la totalidad de los beneficios actualizados son exactamente iguales a los desembolsos expresados en moneda actual; es la tasa de interés más alta que un inversionista puede pagar sin perder dinero (Sapag Chain, 2000).

29 19 n Yt Et TIR = 0 0 (1 + ) I = (2) t i t= 1 Donde: Y t : flujo de ingresos del proyecto E t : flujo de egresos del proyecto I 0 : inversión inicial i: tasa de descuento El tercer criterio es el período de recuperación (payback); en éste se determina el numero de periodos necesarios para recuperar la inversión inicial (Sapag Chain, 2000). Si los flujos de caja son idénticos y constantes en cada periodo, el cálculo se simplifica a: I 0 PR = Y E (3) Donde: Y: ingresos del proyecto en un período E: egresos del proyecto en un período I 0 : inversión inicial

30 20 Si los flujos de caja no son idénticos, el cálculo se debe realizar determinando por suma acumulada el número de períodos necesarios para recuperar la inversión (Sapag Chain, 2000). El cuarto criterio es el período de recuperación descontado (payback descontado), el cual se calcula de la misma forma a excepción de que los flujos de caja son descontados hasta el momento de la inversión, a la tasa de descuento fijada, y se calcula la suma acumulada de los beneficios netos actualizados a ese momento (Sapag Chain, 2000). El quinto criterio es la relación del Valor Presente Neto entre la Inversión (VPN/INV), que no es otra cosa que dividir el valor presente neto entre la inversión. Finalmente se va a desarrollar un análisis de sensibilidad para agregar información a los resultados pronosticados de las diferentes propuestas; para así poder medir cuán sensible es la evaluación de las variables y de los criterios a ciertas variaciones en uno o mas parámetros decisorios (Sapag Chain, 2000).

31 21 CAPÍTULO III EXAMEN DE LA SITUACIÓN 1. RESERVAS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO EN VENEZUELA Venezuela tiene una posición geográfica privilegiada y posee grandes reservas de petróleo y gas; actualmente Venezuela es el noveno país con reservas probadas de gas natural y el primero en Latinoamérica y el Caribe, contando con 151 Billones de Pie Cúbicos (BPC). (PDVSA, 2005a) TCF Rusia Iran Qatar Arabia Saudita EAU USA Nigeria Argelia Venezuela Australia Irak Turquía FIGURA 9: Reservas probadas mundiales de gas natural. (PDVSA, 2005a) Indonesia Malasia

32 TCF Venezuela Bolivia Trinidad & Tobago Argentina Mexico Brasil Peru Otros Colombia FIGURA 10: Reservas probadas de gas natural en Latinoamérica y el Caribe. (PDVSA, 2005a) El principal problema radica en que el noventa por ciento de estas reservas son de gas natural asociado a la producción de crudo, por lo que cualquier variación en las cuotas de producción de este hidrocarburo afecta directamente al otro; en este caso Venezuela, para poder desarrollar un esquema de exportación de gas natural, siendo suministrador confiable de este hidrocarburo, es necesario desarrollar los proyectos de gas natural no asociado, y así no depender de los cambios de producción de crudo (cuota de producción), fijados actualmente por la OPEP.

33 23 País/Región TABLA 3: Reservas probadas de gas natural (BPC). (EIA, 2006a) BP Statistical Review Gas Natural (Trillones de pies cúbicos) CEDIGAZ Oil & Gas Journal World Oil Final /01/ /01/2006 Final 2004 Rusia 1.694, , , ,05 Irán 970,75 995,88 971,15 944,67 Qatar 910,14 910,53 910,52 913,40 Arabia Saudita 238,42 235,90 241,84 238,50 Emiratos Árabes Unidos 213,92 213,41 214,40 204,05 Estados Unidos 192,51 192,51 192,51 192,51 Nigeria 176,39 178,52 184,66 180,00 Argelia 160,44 161,74 160,51 171,50 Venezuela 148,93 149,14 151,40 150,50 Irak 111,90 108,77 111,95 112,60 Kazajstán 105,90 67,10 65,00 No Reportadas Turkmenistán 102,37 102,41 71,00 No Reportadas Indonesia 90,26 92,00 97,79 63,00 Malasia 86,98 87,02 75,00 56,56 Australia 86,92 89,98 27,64 128,61 Noruega 84,23 116,05 84,26 84,26 China 78,68 77,69 53,33 51,38 La industria Venezolana de gas natural se ha desarrollo si se quiere tardíamente, lo cual se evidencia al no aprobar el decreto para regular y reglamentar la cantidad de gas natural quemado y venteado por la industria petrolera hasta 1969; esto se puede atribuir al desarrollo y enfoque nacional al crudo, debido a precios más altos que los del gas natural, a un mercado internacional más maduro, a la gran dependencia de países desarrollados a este recurso y a las altas demandas del hidrocarburo a partir de los años Lo anteriormente señalado no justifica el déficit existente en cuanto a infraestructura de transporte y distribución de gas interna, no se puede explicar cómo un país con tantas reservas no aproveche los beneficios que brinda este recurso, hasta el punto que se tiene un déficit en algunas regiones e inclusive ausencia total en otras zonas. (Campo, 2005)

34 24 TABLA 4: Reservas Probadas de Gas Natural en Venezuela (MMM 3 ). (PDVSA, 2006) Concepto Reservas al 31/ Producción Anual Neta Producción /Reservas (%) Duración Teórica de las Reservas (Años) ,0 1,0 0,9 1,0 1,0 0,9 0,9 0,9 101,2 97,8 111,2 100,8 100,9 111,4 122,2 110,9 2. PROYECTOS DE GAS NATURAL NO ASOCIADO Las principales reservas de gas natural no asociado se pueden sectorizar en tres zonas de operación, Rafael Urdaneta en el Occidente, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana en el Oriente del país, todas estas se encuentran costa afuera. El proyecto Rafael Urdaneta cuenta con 30 BPC de reservas probadas de gas natural, de las cuales 27 BPC están en el Golfo de Venezuela y los otros 3 BPC al Noreste de Falcón. El proyecto consta de 29 bloques repartidos en un área aproximada de kilómetros cuadrados, ya fueron otorgados 6 bloques en las fases A y B. FIGURA 11: Proyecto Rafael Urdaneta. (PDVSA, 2005b)

35 25 El proyecto Mariscal Sucre cuenta con 14,3 BPC de reservas probadas; se espera que para el momento en que este proyecto esté produciendo a su máxima capacidad se tengan MMPCED. Los cuatro bloques que conforman el proyecto son Río Caribe, Mejillones, Patao y Dragón. FIGURA 12: Proyecto Mariscal Sucre. (PDVSA, 2005b) Finalmente se tiene el proyecto Plataforma Deltana, con reservas probadas de 9 BPC, esperando lograr una producción de MMPCED; la zona está dividida en 5 bloques con un área total de kilómetros cuadrados. FIGURA 13: Proyecto Plataforma Deltana. (MENPET, 2002)

36 26 Un proyecto de menor envergadura es Golfo de Paria Este y Oeste donde se estiman de 2 a 3 BPC con una producción aproximada de 200 MMPCED. FIGURA 14: Proyecto Golfo de Paria. (PDVSA, 2005a) 3. PROYECCIONES DEL GAS NATURAL EN VENEZUELA El consumo de gas en Venezuela en los últimos años ha estado por encima de los MMPCED; la mayor parte de este consumo se usa para la generación de electricidad (aproximadamente un 24%), seguido del gas usado por las industrias siderúrgicas (21%) y el sector petroquímico (20%), el gas doméstico apenas representa un 2% del total. (PDVSA, 2005a) FIGURA 15: Consumo de gas en Venezuela. (PDVSA, 2005a)

37 27 Para el año 2012 se espera que el consumo de gas aumente; las expectativas optimistas colocan la demanda por encima de los MMPCED, según la demanda probabilística el consumo va estar aproximadamente en los MMPCED, duplicando el consumo actual; todo esto canalizado por la serie de desarrollos previstos, principalmente en el área de generación eléctrica y en el sector petroquímico. (PDVSA, 2005a) FIGURA 16: Demanda de gas en Venezuela. (PDVSA, 2005a) Se espera que con estos proyectos se duplicará el consumo de gas; entre ellos se tienen las nuevas estaciones termoeléctricas de Barrancas (Repsol), Planta Centro, Enelbar (proyecto que es una realidad en su primera etapa), la planta para el CCO (Complejo Criogénico Occidente), Cadafe Tucupita, Nueva Generación Paraguaná, Planta Cumaná, entre otras; todo esto aumentaría el consumo para el sector eléctrico. En cuanto al sector petroquímico se tiene el complejo Zulia, Moron, Metor II, Fertilizantes Gold Lock, Fertiplan, Olefinas y Derivados. Para los sectores del petróleo y la refinación no se esperan mayores proyectos sino para después del año 2009; entre los que van a aumentar el consumo en el sector petrolero se tienen, los nuevos proyectos o ampliaciones de Sinovensa, Ameriven, OCN Jose y Grass Roots, en el sector

38 28 de refinación los proyectos El Palito, Refinería Caripito, Amuay, Puerto La Cruz, Refinería Batalla de Santa Inés y Refinería Cabruta. Finalmente el crecimiento en el consumo de gas natural del sector siderúrgico es el más modesto, en el cual la nueva planta de pellas y la planta de Propants - Saint Gobain, serían los dos nuevos consumidores previstos. TABLA 5: Consumos esperados de gas natural por sector (MMPCED). (PDVSA, 2005a) SECTOR ELECTRICO SECTOR PETROQUIMICO SECTOR PETROLERO SECTOR REFINACION SECTOR SIDERURGICO Año Base Firme Probable Potencial Total Base Firme Probable Potencial Total Base Firme Probable Potencial Total Base Firme Probable Potencial Total Base Firme Probable Potencial Total Analizando la producción de gas en detalle, PDVSA espera que para el año la producción de gas en Anaco alcance su tope de MMPCED y comience a disminuir la presión de los yacimientos, por lo que se requerirá capacidad de compresión a partir de ese año para mantener la producción.

39 29 En la región occidental se espera tener un crecimiento en la producción sostenido anualmente pasando de los MMPCED en el 2006 hasta los MMPCED para el 2.012, principalmente por la producción de las zonas de Lagunillas y Tía Juana. Con respecto a la producción de gas costa afuera en el oriente del país, los 4 proyectos esperan estar produciendo MMPCED para el y MMPCED para el 2.012, para el con la adición de los proyectos de Plataforma Deltana y Punta de Pescador - Guarapiche se estima tener una producción de MMPCED, mientras que el proyecto Rafael Urdaneta aportará MMPCED para el FIGURA 17: Producción de gas costa afuera Oriente. (PDVSA, 2005a) El gas asociado de Oriente, el cual se usa principalmente para la inyección, se espera que nivele a la producción para el 2.023; entre los años y se espera tener una capacidad de producción superior a la inyección de aproximadamente MMPCED. La producción del eje Norte Llanero alcanzará su tope y se mantendrá por 12 años a partir del con 400 MMPCED. San Tomé aportará 320 MMPCED para el año La producción

40 30 de las asociaciones estratégicas y empresas mixtas del oriente del país aportarán MMPCED, la cual irá disminuyendo al pasar de los años hasta llegar aproximadamente a los MMPCED para el 2.012; en cuanto a las empresas mixtas del occidente del país, las mismas tendrán una producción de 350 MMPCED para el Finalmente la producción de los Convenios Addenda (Guarico Oriental, Quiriquire y Sanvi Güere) caerá vertiginosamente en los próximos años, disminuyendo la producción de 130 MMPCED a cero (0) para el año FIGURA 18: Producción de gas costa afuera Occidente. (PDVSA, 2005a) Para determinar el volumen disponible a comercializar en el exterior, este trabajo partirá de la suposición de un escenario optimista donde se van a concretar tanto los proyectos que aportarán volúmenes nuevos, como el aumento de los consumos por los nuevos proyectos que tiene planificado el gobierno. Partiendo de esta premisa se observa como a partir del año se espera tener un volumen disponible de más de MMPCED; este excedente será

41 31 utilizado como base de la oferta Venezolana para definir las estrategias de comercialización y monetización en los diferentes mercados internacionales. TABLA 6: Producción de gas natural por zona operativa (MMPCED). (PDVSA, 2005a) Anaco Lagunillas Maracaibo Tía Juana Convenios Norte de Paria Golfo de Paria Punta Pescador-Guarapíche Plataforma Deltana Oriente Asociado (Norte de Monagas) Repsol-Barrancas Yucal Placer-Ypergas Guárico Oriental Guarico Oriental Addenda Quiriquire Addenda Sanvi Guere Addenda Pesado Oeste (San Tomé) X Pesado (San Tomé) Oportunidades (San Tomé) Ameriven Cerro Negro Petrozuata Sincor Occidente (Empresas Mixtas) Oriente (Empresas Mixtas) Universidades Occidente Universidades Oriente La Ceiba Licencia Ambrosio Oportunidades a Corto Plazo Esfuerzo Propio Gas Colombia Reemplazo Plantas de Compresión Falcón Este Golfo de Venezuela (Rafael Urdaneta, Bloque A) Golfo de Venezuela (Rafael Urdaneta, Bloque B) Ensenada de la Vela (Rafael Urdaneta) TOTAL

42 32 TABLA 7: Consumos estimados vs. Producción de gas natural (MMPCED). (PDVSA, 2005a) CONSUMO ORIENTE CONSUMO OCCIDENTE GAS RECUPERACION SECUNDARIA ORIENTE GAS RECUPERACION SECUNDARIA OCCIDENTE PRODUCCION ESTIMADA DISPONIBLE Es importante resaltar que los proyectos costa afuera van a aumentar la oferta de gas a partir del año 2.012; se espera que el proyecto Rafael Urdaneta suministre gas a partir del año y para el ya aporte MMPCED; en cuanto a los proyectos de Oriente se espera que Plataforma Deltana, Norte de Paria, Golfo de Paria y Punta Pescador - Guarapiche comiencen a aportar volúmenes para el y estén a completa capacidad para el año suministrando MMPCED. Si suponemos un factor de recobro del gas del 70%, con las producciones estimadas se tiene que el gas del proyecto Rafael Urdaneta puede durar 38 años en producción hasta que sus reservas se agoten, mientras que el gas del proyecto Mariscal Sucre puede durar aproximadamente 23 años al igual que el proyecto de Plataforma Deltana. Las zonas de mayor producción en el período van a seguir siendo en primer lugar la producción del Norte de Monagas, la cual mayormente se usa en re-inyección como método de recuperación secundaria de crudo, seguido por la producción de la zona de Anaco, la cual se estima que a partir del necesite de facilidades de compresión para mantener la presión debido al agotamiento de los yacimientos; sin embargo PDVSA estima que se pueden añadir volúmenes gracias a exploración por el descubrimiento de nuevos yacimientos, lo cual pudiese correr esta necesidad de compresión hasta después del año

43 33 4. DEMANDA DE GAS NATURAL EN EL CONTINENTE AMERICANO Los descubrimientos de hidrocarburos en los últimos años tanto de petróleo como de gas natural y los indicios de que estos descubrimientos van a seguir encontrándose en los años venideros dan una seguridad energética para el futuro, por lo que se puede descartar una escasez en la oferta; sin embargo la distribución de las reservas, la distancia de éstas hacia los mercados consumidores y finalmente los conflictos geopolíticos pudiesen causar problemas de suministro en los diferentes mercados consumidores. (Olade, 2004) Se espera que la demanda energética aumente principalmente por dos factores, el crecimiento de la población y el progreso económico, donde el gas natural tendrá un crecimiento con una rata de 1,7% anual, principalmente con convenios gas natural licuado en Norte América y con gasoductos en Europa. (ExxonMobil, 2006b) FIGURA 19: Suministro y demanda de gas (ExxonMobil, 2006b)

44 34 Los crecimientos energéticos en América Latina y el Caribe han estado guiados particularmente por la producción de gas natural, donde destacan las reservas de Trinidad y Tobago, Bolivia y Venezuela. (Olade, 2004) Comenzando el análisis con Argentina, las reservas de gas natural del país se encuentran en 21,63 BPC (EIA, 2006a), siendo el segundo productor de este hidrocarburo en Latinoamérica y el Caribe y cuarto en generación eléctrica, la cual está basada mayormente en gas natural e hidroelectricidad; las cantidades de gas natural que no son consumidas internamente se exportan hacia Chile, Brasil y Uruguay, las inversiones en exploración y explotación de gas natural han estado reducidas debido a la política de bajos precios en el mercado interno, pero el gas natural continúa siendo el combustible predominante. (Olade, 2004) Barbados no cuenta con grandes reservas de gas natural, aproximadamente 0,005 BPC(EIA, 2006a), pero éstas son suficientes para su abastecimiento; para poder asegurar esto, su política energética está impulsando la exploración de gas natural tanto costa afuera como en tierra, y está dando incentivos especialmente para la utilización del gas natural; la producción del hidrocarburo actual es limitada y solo cubre la demanda interna, por lo que está en proyecto un gasoducto que interconectará a Trinidad & Tobago con Barbados, lo cual ayudaría a la isla para cubrir demandas futuras de generación eléctrica y de los demás sectores. (Olade, 2004) Bolivia es el segundo país de Latinoamérica y el Caribe con más reservas en gas natural 24 BPC (EIA, 2006a); en política energética el país llevaba una industrialización del gas natural mediante construcciones de plantas petroquímicas, así como de gas a líquidos (GTL); adicionalmente el país busca ampliar los mercados de exportación tanto a países vecinos como fuera del Continente, aumentando los volúmenes a Brasil y Argentina, así como la construcción de un gasoducto a Paraguay. Existe un proyecto de llevar gas

45 35 natural licuado a Estados Unidos, mediante la construcción de un terminal en Perú o Chile; sin embargo la decisión del gobierno de nacionalizar la industria gasífera así como cambiar las reglas de juego de las compañías productoras de este hidrocarburo han afectado un poco estos planes. Debido a que Bolivia es un importador neto de petróleo y de sus derivados, el país está buscando aliviar un poco estas cantidades con la construcción de plantas de GTL. (Olade, 2004) Brasil posee reservas de gas natural de 8,829 BPC (EIA, 2006a); dentro de las políticas del país está dar mayor participación en proyectos de gas natural para el sector doméstico, así como la ampliación de las redes de distribución de los sectores doméstico e industrial; en este último para sustituir el consumo de fuel oil. (Olade, 2004) Canadá tiene reservas de gas natural de 56,6 BPC, su producción está alrededor de los 6,5 BPC (EIA, 2006a) mientras solamente consume 3,2 BPC; el resto lo exporta principalmente a Estados Unidos. Tomando la rata de producción, las reservas y los nuevos descubrimientos, el gas natural en Canadá debe alcanzar aproximadamente para 10 años a este ritmo, siempre y cuando no tengan nuevos descubrimientos; para poder compensar esto, las compañías canadienses de gas natural tienen proyectos de terminales de regasificación de GNL, para satisfacer el consumo domestico así como reexportar a los Estados Unidos. (EIA, 2006b) Chile tiene unas reservas de gas natural de apenas 3,46 BPC (EIA, 2006a), lo cual lo convierte en un importador neto de energía; a pesar de esto las tasas de crecimiento en consumo han sido las mas altas de Latinoamérica y el Caribe, su política energética busca la diversificación de la matriz energética, dando apoyo al consumo del gas natural en todos los sectores (industrial, domestico y generación), el cual ha aumentado tanto en los últimos años que hoy en día representa la mayor demanda de energía del país, por lo que está

46 36 en desarrollo un proyecto para la construcción de dos plantas de regasificación. (Olade, 2004) Colombia posee reservas de gas natural de 4,04 BPC (EIA, 2006a), dentro de su política energética se encuentra el apoyo de nuevos proyectos de generación eléctrica usando gas natural; otro reto de la política energética del país es lograr la interconexión energética con los países vecinos, como es el caso de la construcción del gasoducto Colombia - Venezuela, que se espera se expanda hacia Panamá y Ecuador; finalmente Colombia tiene un plan de masificación del uso del gas natural para aumentar su consumo en los sectores industrial, comercial, domestico, así como para vehículos. (Olade, 2004) Costa Rica no posee reservas de gas natural ni es parte actual de su matriz energética, sin embargo la política energética busca incorporar al gas natural como fuente energética del mercado local. (Olade, 2004) Cuba posee reservas de gas natural de 2,5 BPC (EIA, 2006a), pero el mayor consumo y producción energética son de energías renovables. (Olade, 2004) Ecuador posee muy pocas reservas de gas natural de 0,345 BPC (EIA, 2006a), pero es el cuarto país con mayores reservas de petróleo en Latinoamérica y el Caribe. (Olade, 2004) El Salvador no posee reservas de gas natural, ni es parte de su matriz energética. (Olade, 2004) Estados Unidos posee reservas de 192,513 BPC (EIA, 2006a), siendo éstas las más grandes de América y sextas del mundo, su consumo anual está estimado en 22,3 BPC, importa alrededor de 4,2 BPC, la mayoría de estas