Venezuela y PDVSA perderán dinero en el acuerdo de Dragon con Trinidad

Venezuela con alrededor de 202 billones de pie cúbicos (BPCF) ocupa el octavo lugar entre los países con las mayores reservas de gas. El potencial de reservas de gas aún por añadir y desarrollar es considerable, y podría catapultarlo a entre los primeros 5 lugares en el muy corto plazo. Los primeros pozos perforados en Gran Mariscal [CIGMA] mostraron un flujo absoluto (AOF) de hasta 75 MMPCD para el caso del primer pozo del campo Dragón; fue llamado "el famoso fogonazo". El costo de producir un barril equivalente (BOE) en esa etapa inicial de CIGMA ronda los $25. Un costo si se quiere bajo, dado que operacionalmente en dicha etapa exploratoria/avanzada, los costos tienden a ser mucho más onerosos.

Entre los proyectos Gran Mariscal y Plataforma Deltana han consumido la lujuriosa cifra de alrededor de $12,000 millones desde su inserción en 2007, incluyendo la corrupción (Aban Pearl), la compra de terrenos con sobreprecio y la fallida infraestructura abandonada en Guiria. El capital desembolsado por PDVSA en Cigma y Deltana supera con creces el valor de Atlantic LNG de $3,900 millones del 2007. La corrupcion se comio el proyecto CIGMA y se comió las esperanzas de Venezuela, de ser una potencia productora de gas independiente. Allí yacen los fierros abandonados y oxidados en el mar.

La realidad de trinidad

El potencial de comercialización de LNG de trinidad ha venido cediendo paulatinamente debido al rápido agotamiento de sus reservas. La producción de crudo y condensados se ha abatido desde 1980 cuando muestra su máximo pico histórico de unos 225,000 BPD. Ya para 2008, cuando intentaba estabilizar dicha caída, había perdido un 36% hacia 143,000 BPD, para llegar al 2020 con unos 58,000 BPD, representando un desplome neto del 74% respecto a 1980.

La construcción de "Atlantic LNG (ALNG)" inició en 1996 y su operación comercial arrancó en 1999 con un solo tren, teniendo su primer envío de LNG en 2000. En 2002 se arranca el segundo tren, en 2003 el tercero y en 2005 el cuarto tren. Precisamente en 2012, cuando Ramírez y Del Pino anuncian desistir de la intención de construir la planta de licuefacción asociada a Gran Mariscal/Plataforma Deltana, Shell informa la intención de adquirir los intereses de Repsol en ALNG, incluida una capacidad de 4.2 TM anuales de LNG en los 4 trenes [un 25% por tren @ 14.5 MT total anual]. En 2013 Shell absorbe las acciones de Repsol pasando a ser junto a BP socio mayoritario, con NGC teniendo solo un 10%. Hoy es la misma Shell a través del gobierno Trinitario quien también recibirá el gas Venezolano.

Para 2006 los 4 trenes de Atlantic LNG estaban comisionados. Pero ni las reservas, ni la producción de gas resultaron suficientes para mantener la dieta de los 4 trenes a lo largo de la ventana de inversión prevista. Para 2010 Trinidad producía cerca de 4,100 MMPCD de gas, cediendo hacia alrededor de 2,300 MMPCD en 2023, representando una pérdida del 44%. Para 2017 ya la isla tenía cerrado uno de los 4 trenes de licuefacción, mientras que un segundo estaba en déficit. Atlantic LNG (ALNG); la empresa que procesa dicho gas, se ha visto forzada de reducir su nivel de actividad en más del 30%, obligándola a enfrentar despidos masivos y poniendo presión política al gobierno.

Entre los clientes de Atlantic LNG se encuentra Estados Unidos, quien para 2007 recibía unos 1,230 MMPCD de gas. Para 2019 los envíos hacia Estados Unidos se habían reducido hacia 410 MMPCD, un desplome del 67%. Por supuesto que la administración Biden aprobaría la licencia solicitada por la isla [ABC Noticias on X: "PDVSA otorgó licencia a NGC Trinidad y Tobago y Shell para la exploración y explotación de gas en el campo Dragón https://t.co/1y8YdVENtJ" / X (twitter.com)] dada su dependencia del suministro.

¿Como queda Venezuela?

El gobierno de Trinidad ha venido coqueteando con PDVSA desde el entorno de 2013, no habiendo tenido éxito porque el negocio que planteaban resultaba desventajoso para los intereses de Venezuela. En lo personal, durante 2017 le planteamos al entonces presidente de PDVSA; el hoy difunto N. Martínez, que debíamos tener muy claro lo relativo a la corresponsabilidad en cuanto a los riesgos operativos, seguro y reaseguro en caso de ilícitos y accidentes ambientales, costos de producción (nivel base), precio de realización del gas, nuestra participación en los negocios aguas abajo y el costo de abandono (quien los asume).

Según gaceta #6.793 del 29 de Enero de 2024, el ministerio de petróleo informa a cerca de un acuerdo que se supone debe conducir al desarrollo de la producción de gas del campo Dragon, en costa afuera Cigma, en conjunto con National exploration and production limited [NGC] de Trinidad y Shell [En Gabceta Oficial Extraordinaria: Los términos para desarrollar el proyecto de gas en el campo Dragón - Banca y Negocios].

En principio, el hidrocarburo que se produce es siempre mejor que el que no, siempre y cuando los riesgos y amenazas no superan las expectativas de supuestas ganancias y las responsabilidades, inversiones y objetivos volumétricos esten bien definidas.

Según reflejan las notas de prensa, PDVSA se quedaría con "no menos" del 45% de los ingresos brutos del proyecto, más las regalías de ley. El ministro Tellechea no especifica [al menos en la gaceta], a cuál proyecto de refiere la licencia; si al de producción de gas hasta la boca del pozo, o al proyecto integral hasta la entrega del gas y sus derivados en los destinos finales. No habla de participación corriente abajo.

La negociación actual no parece suficiente, aunque hay que reconocer que es un avance respecto a la aspiración inicial de Shell y NGC, quienes pretendían quedarse con una tajada del 70/30, dejando solo las regalías a Venezuela/PDVSA. El proyecto preveía unos 350 MMPCD en su fase inicial. A la postre, hubo desacuerdos en los futuros (precios) del LNG.

A pesar de que para esta renegociación la gaceta especifica que el MENPET debe aprobar los términos de los contratos de venta del gas, ello no es suficiente. De ser el primer caso; es decir la entrega del gas a boca de pozo sin participación corriente abajo, el negocio no tiene sentido ya que los [finding costs] costos equivalentes que aglutinan aquellos de exploración, parte de producción y capitalización de estas y otras reservas añadidas y/o por añadir en el tiempo desde esos u otros prospectos, no podrían ser pagados en 30 años, con el 45% de un millón de BTU que hoy en el GOM apenas monta $2.06; es decir unos $0.92 por MMBTU.

Según información de prensa para esta nueva negociacion se espera producir en la primera fase del proyecto apenas 185 MMPCD de gas [Venezuela Signs 30-Year Alliance with Trinidad to Develop Dragon Gas Field - Venezuelanalysis] a través de un gasoducto de 17 kilómetros desde campo Dragon hasta Hibiscus.

Cada 1,000 MMPCD producidos equivalen a unas 7 Toneladas de LNG por año [TPA]; es decir, esos 185 MMPCD equivalen a exportar; en el mejor de los casos, unas 1.3 TPA de LNG a un valor actual @ GOM de $7.51 por cada mil pies cúbicos [MPC]; es decir un share PDVSA de unos $3.37 por MMBTU [45%]l unos $225 millones anuales en el mejor de los casos, mas las regalías del 20% sobre el gas. No olvidemos que el precio del gas no ha parado de ceder desde 2008 con la excepción de un ligero repunte e 2022 promovido por el cierre del gas Ruso hacia Europa. Todo apunta a que es un negocio marginal en el mejor de los escenarios para Venezuela, pero una solución para Trinidad, Shell, Europa y EEUU.

Solo los intereses arrastrados desde la inversión previa entre 2006-2015 de alrededor de $12,000 millones realizada por PDVSA entre 2007-11, superaría los flujos de capital esperados de estos escenarios. Esos $3.37 por MMBTU es menor de lo que PDVSA reconoce a ENI/Repsol en Cardón IV ($3.69/MMBTU) en la actualidad.

La directiva de PDVSA con Tellechea al frente tiene mucho que explicar al país. Ojalá la comisión de energía de la Asamblea Nacional verdaderamente cumpla con su deber de proteger los intereses de la nación en materia energética.

PDVSA puede, pudo o podría renegociar su participación en el proyecto integral hasta su destino final, dada la inmensa vulnerabilidad que tiene Trinidad y Shell, en Atlantic LNG en todos sus compromisos internacionales y domésticos, derivados de la merma de su propia producción. No solo es cuestión de precios del gas, sino de participación integral aguas abajo.

Para sorpresa de algunos Shell y BP; poseen su oficina corporativa en el reino unido y ambas forman parte de Atlantic LNG. ¿Porque el gobierno de Maduro y el ministro Tellechea no pusieron como condición la devolución del oro que tienen incautado los ingleses?

En realidad y más allá de la propaganda, aparte de una garantía no especificada de fiel cumplimiento, el proyecto no tiene aún definición financiera de parte de los "socios" y por ende tampoco tiene luz verde para exponer ningún capital en Venezuela por ahora.

Según se plasma en la misma gaceta el acuerdo fue firmado entre PDVSA, NGC y Shell de Venezuela; no la corporación matriz radicada en el reino Unido. Shell de Venezuela según indica su propia página [Las compañías Shell en Venezuela trabajan en pro del desarrollo del país | Shell Venezuela], "vendió en 2018 su participación en la empresa mixta Petroregional del Lago y en 2019 su planta de lubricantes en Valencia. Actualmente sus operaciones de negocios en el país se mantienen en pausa."

Shell de Venezuela no posee activos en el país más allá de sus oficinas corporativas [si acaso]. No tiene ninguna vulnerabilidad ni exposición en nuestro territorio. El gobierno de Trinidad por el otro lado, jamás se ha hecho responsables de sus acciones frente a los Venezolanos. Tal es el caso; por ejemplo, del asesinato de una niña de manos de sus autoridades [Einstein Millan Arcia on X: "#VENEZUELA ya olvidó que el asesinato de un niño #Venezolano de manos de #trinidad fue ignorado por el gobierno de nicolas Maduro." / X (twitter.com)] y el derrame de petróleo que llego a nuestras costas en 2017 [Derrame petrolero en Trinidad y Tobago: impacto ambiental y geopolítico en Venezuela – Por Mirna Yonis – Covri] desde precisamente sus operaciones en costa afuera.

¿En caso de un accidente que conlleve a una catástrofe ambiental de gran magnitud, quien se haría responsable por los costos de saneamiento y quien enfrentaría las demandas internacionales a que ello conlleva?

Mientras que por un lado la licencia en su aparte tercero confiere por 30 años el derecho a explotar únicamente yacimientos de gas no asociado y explorar en la búsqueda de nuevos yacimientos de dicho hidrocarburo, por el otro lado [En Gaceta Oficial Extraordinaria: Los términos para desarrollar el proyecto de gas en el campo Dragón - Banca y Negocios] habla de regalías tanto para el caso de gas [20%], como para el caso de "crudo pesado asociado al gas" [30%], en caso de encontrarse; es decir, PDVSA no parece estar muy seguro de que Dragon sea en efecto un activo de "gas no asociado". Distinto si hablase de líquidos recuperables del gas bajo procesos diversos.

Dice la misma nota que un 70% del gas producido seria enviado a licuefacción hacia Atlantic LNG, mientras que el resto a conversión y petroquímica. Evidentemente, el acuerdo no implica desembolso inmediato de capital, ya que ni siquiera el plan preliminar de desarrollo (FDP) ha sido preparado y discutido, fijando el mes de Q2’2024 para someter el plan de ingeniería básica y Q4’2024 para el plan conceptual de desarrollo [FDP]. Hábilmente los trinitarios corrieron la arruga a la espera de una definición de la contienda electoral.

Para quienes no estén familiarizados con el tema, todo ello significa que no se tiene una decisión final de inversión a corto plazo, ya que para NGC y Shell la rentabilidad real del negocio es desconocida hasta tanto no evalúen conceptualmente su exposición financiera, técnica y operacional. De esas cosas no sabe mucho la PDVSA de hoy.

La negociación del equipo actual de PDVSA parece haber dejar mucha tela por cortar, por deficitaria. Una entrega fácil para los vecinos que nada han agradecido a Venezuela. Un arroz con mango y un negocio donde todo apunta a ser desventajoso para nuestro país.

Venezuela no ha sabido utilizar esa coyuntura que atraviesa Trinidad para sacar provecho corriente abajo. Sin el gas nuestro, la isla se vería obligada a cerrar las plantas de licuefacción en el corto plazo y declarar fuerza mayor, perdiendo así su base de clientes y mercados. Flaco servicio el del ministro Tellechea.



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Einstein Millán Arcia

Asesor Petróleo y Gas "Upstream" & RE SME/Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979. Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha escrito más de 300 artículos de opinión y sido citado en materia de petróleo y gas en: spglobal.com, aporrea.org, NoticiasVenezuela.org, Plattsblog, Oilpro.com, las armas de coronel, Vanguardia de España, segurosybanca.com, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist, Kaieteur-news & Stabroeknews Guyana, Sputnik-news y Los Ángeles Times.

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