#Análisis: ¿Por qué Venezuela no es suplidor estratégico de gas a Colombia aunque tiene el potencial?

Al parecer, un nuevo negocio podría estar emergiendo para Venezuela, a través del posible suministro de gas a Colombia. Una serie de hechos fácticos ponen en evidencia que quizá sea un proceso difícil, pero no imposible. Podría concretarse en un corto o mediano plazo, sostiene el doctor Alberto Cisneros Lavaller.

Cisneros es CEO y presidente de la firma Global Business Consultants (GBC), que asesora en materia energética a un nutrido grupo de empresas petroleras en América Latina.

El analista expone, en principio, que “la demanda creciente de gas en Colombia hace que la oferta sea deficitaria en alrededor 100.000 pies cúbicos diarios, un 10% del millón de pies cúbicos por día, que es la producción colombiana en 2025, y se tornaría incremental para llegar, en los próximos años, a casi 400.000 pies cúbicos”, sienta las bases de su tesis.

Esta situación brinda una oportunidad y un desafío -calibra el consultor- para que Venezuela pueda ser un suplidor alterno a ese mercado cautivo. A lo anterior se suman declaraciones públicas de “Petróleos de Venezuela (PDVSA), en el sentido que puede concretarse ese rol”, subraya Cisneros.

Corto o mediano plazo

Desde un punto de vista de horizonte temporal, se adentra en su razonamiento, Cisneros estima que el suministro desde Venezuela pudiera darse en el corto o mediano plazo con una proyección de sostenibilidad en el largo plazo.

“Esa posibilidad está vinculada con diversas regiones de nuestro país que pueden ser fuentes de suministro. Mientras que en el corto plazo se pudiera utilizar el transporte por gasoducto, en el largo plazo pudiera ser a través de exportar directamente Gas Natural Licuado (GNL)”, se detiene en la manera como Venezuela podría concretar este proyecto.

Indica que, en el primer caso, el Gasoducto «Antonio Ricaurte» se identifica como la principal -si no la única- ruta de suministro. “Es decir, se utilizaría la producción proveniente del occidente del país a través de Cardón IV, que es el área con el mayor reservorio de gas con que cuenta Venezuela”.

De hecho, Cardón IV, en el estado Zulia, produce anualmente, en promedio, unos 580 millones de pie cúbicos de gas natural, que van destinados a satisfacer el 35% del mercado interno, de acuerdo con datos de Rubén Pérez, integrante de la Gerencia de Hidrocarburos del Instituto de Estudios Superiores de Administración (IESA).

Esta alternativa -pondera Cisneros Lavaller- además de confrontar retos técnicos, debe contar con un aumento de la capacidad de producción, ya que deberá abastecer la demanda incremental del occidente venezolano y así poder exportar el excedente.

En todo caso, análisis recientes indican que Cardón IV opera a una baja capacidad de producción, por lo que perfectamente puede ser la fuente para una corriente de exportación de gas sostenida.

“En sus planes originales Cardón IV con su Campo Perla (manejado por ENI y Repsol por partes iguales) tiene esa capacidad. Por lo tanto, la exportación a Colombia por esta vía luce como posible. En efecto, ubicado en el off shore del Golfo de Venezuela este campo en su primera fase de producción alcanza entre 550 y 580.000 pies cúbicos por día”, avanza.

En una segunda fase llegaría a alrededor de 800.000 pies cúbicos y, de alcanzar su mayor capacidad de extracción, se podría obtener una producción de alrededor de 1.000.000 o 1.2 millones de pies cúbicos por día.

Y precisa al detalle: “En este aspecto la capacidad de este suministro, conforme a los aumentos de producción, queda demostrada”, Cisneros sentencia sin ambages.

 “La demanda creciente de gas en Colombia hace que la oferta sea deficitaria en alrededor 100.000 pies cúbicos diarios, un 10% del millón de pies cúbicos por día»: Alberto Cisneros, CEO de Global Business Consultants (GBC).

Punto clave: el transporte

Ahora bien, un aspecto clave para factibilizar este suministro a Colombia está determinado por el sistema transporte. “Lo más lógico sería usar el gasoducto Antonio Ricaurte -como ya se apuntó- que une el Occidente venezolano con Punta Ballena en la Guajira Colombiana”, apunta Cisneros.

Y ofrece las explicaciones del caso: El gasoducto tiene una extensión de 225 kilómetros, de los cuales 89 se ubican en territorio colombiano, pero atraviesan una zona con más de 60 comunidades de la etnia wayú que se han opuesto a la obra.

Hay más: uno de los problemas técnicos que confronta este medio de transporte -informa el experto- es que tiene tramos que han sido desmantelados.

“Por otra parte, deberá revertirse su sentido de dirección. Además, se tendrá que resolver la integridad de la estructura y la corrosión de la tubería. Exigirá en ciertos tramos un rediseño de ingeniería, ya que estos han sido canibalizados”.

El CEO de Global Business Consultants afirma que las estaciones de flujo y válvulas representarán otro reto a solventar. Así como también los sistemas de seguridad para proteger la vulnerabilidad del ducto.

“Y -aunado a ello-, en cuanto a calidad del fluido que transporte, este deberá ajustarse a fin de cumplir con las especificaciones colombianas. En consecuencia, hay que adecuar las condiciones de la calidad de la molécula de gas venezolana, porque no cumple con los estándares para entrar al Sistema de Transmisión Nacional (SNT) de Colombia. Básicamente, se debería retirar el CO2 y subir la presión y el punto de rocío”, describe el panorama.

Los números implicados 

Pero en este mundo todo tiene un precio: se debe tener en consideración es el costo de la reversión, dado que el mayor deterioro se encuentra en el tramo venezolano.

En este sentido, “se estimó originalmente, un costo de alrededor de 50 millones de dólares cuando, tiempo atrás, el ducto no se encontraba tan deteriorado. Cabe pues actualizar este cálculo que seguramente generará una estimación más significativa. No se sabe quién realizara la inversión por parte de Venezuela”, va redondeado.

Y, frente a todo esto: ¿Cuál será el tiempo estimado para la eventual reapertura? Posiblemente entre seis o 12 meses, calcula el entrevistado.

La viabilidad comercial del proyecto no debe ser pasada por alto, ya que requiere una metodología para la fijación de precios. Si bien no hay cifras concretas al respecto -indica el Alberto Cisneros- “podemos mencionar como antecedente un precio de US$9 M/Btu que negociara en el pasado el expresidente de Ecopetrol, Juan Carlos Echeverry”.

La tarifa final tendrá seguramente -va al dato concreto- un precio acordado entre las autoridades de ambas naciones, competitivo con el de las tarifas domésticas en Colombia (alrededor de US$ 9 M/Btu) “y las que se pagan de importación en Barú (Costa Caribe) que recibe LNG importado en esa planta de Regasificación (en la actualidad alrededor de US$ 15 M/Btu)”.

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