Jairo Rincón Socorro
Presidente, Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG)

El sector del gas natural está conformado por cinco integrantes en interacción permanente: la industria; el mercado; el negocio; los componentes del gobierno como ejecutivo nacional promotor, legislador y regulador de los hidrocarburos gaseosos; y las instituciones de la sociedad con interés directo en dicho sector. La industria es toda la inversión en infraestructura física productora, manejadora y procesadora del recurso energético; el mercado lo conforman los diversos usuarios o consumidores industriales, comerciales e individuales masivos, tanto nacionales como internacionales; el negocio comprende a todos los actores con interés económico directo o indirecto en el sector, incluyendo a intermediarios financieros, inversionistas, operadores comerciales, procesadores aguas-abajo, fabricantes de equipos, generadores de tecnologías aplicadas, transportistas, distribuidores y comercializadores, bolsas de valores y sus participantes institucionales, corporativos e individuales, y los gobiernos municipales, estadales y nacionales que imponen impuestos al sector; los componentes gubernamentales son el ejecutivo nacional que expresa la voluntad oficial de motorizar y monetizar el sector mediante políticas de desarrollo, y los legisladores y reguladores, quienes sometidos o no a la acción de cabildeo de los otros integrantes del sector, generan los marcos legales, regulatorios y fiscales que definen las reglas del juego a largo plazo; por último, están instituciones de la sociedad como las asociaciones, cámaras y gremios que agrupan a todos los jugadores corporativos, empresariales y académicos con intereses diversos directamente relacionados con el gas.

Desde que se inició formalmente la Apertura del gas a principios de 1998, todos estos integrantes han venido interactuando intensivamente con miras a sentar las bases, marcos y reglas de juego que permitieran iniciar el crecimiento ordenado y acelerado del mismo, partiendo de un nivel básico, representado para ese momento por una industria no muy desarrollada, un mercado nacional pequeño de pocos actores y restringido en la oferta, un negocio monopólico en manos de la petrolera estatal, un ejecutivo nacional ganado a la idea de hacer avanzar el gas, un legislativo dispuesto, un regulador inexistente, y asociaciones técnicas y empresariales promoviendo agresivamente dicha apertura.

Con el actual gobierno, a partir de 1999, el sector del gas natural por primera vez en la larga historia de la explotación de los hidrocarburos en Venezuela, recibió trato especial y preferencial, representado en una aparente clara voluntad política y un compromiso firme del ejecutivo nacional para con la Apertura, que incluía un plan de desarrollo bastante concreto y un cronograma más o menos definido hacia el logro de un sector integrado a los mercados internacionales, partiendo de un mercado doméstico en expansión y una industria en capacidad de producir los volúmenes de gas para cubrir la creciente demanda local y con eventuales excedentes significativos para exportar y posicionar al país como un suministrador clave a nivel regional y hemisférico. Eso nos trae al presente, a partir de cuya revisión podremos proyectar las perspectivas para el 2002.

Desde comienzos de 1998 hemos avanzado en materia de gas natural. En el frente técnico-operativo, nuestra base total de recursos gasíferos, las reservas probadas y las probables y posibles se incrementaron en forma muy significativa, al pasar de 222 billones de pies cúbicos (BPC), 143 BPC y 79 BPC, respectivamente en 1998, a 327 BPC, 150 BPC y 177 BPC en la actualidad. O sea que el potencial total adicional de reservas a encontrar en tierra firme y costa afuera es de 177 BPC, de las cuales, las reservas costa afuera se estiman hoy en día en 99 BPC. En ese mismo lapso, a pesar de que nuestra producción de gas asociado, disminuyó ligeramente de 7.100 millones de pies cúbicos normales por día (MMPCND) a unos 6.500 MMPCND en la actualidad, es importante aclarar que esta disminución fue resultado único y directo de los recortes en la producción de petróleo siguiendo lineamientos de la OPEP, producción a la cual está asociada toda nuestra producción de gas desde sus inicios comerciales, y no por que no podamos tener una mayor capacidad de producción del hidrocarburo gaseoso asociado. Vale aclarar que salvo por períodos intermitentes, nunca se ha producido gas libre en Venezuela como actividad comercial estable y permanente.

También se debe destacar que en base a las reservas probadas, tanto el potencial de producción como la producción real de gas asociado - obtenibles bajo esquemas distintos de aplicación de la relación-gas-petróleo (RGP) y de la definición del tipo de yacimientos en las operaciones de producción de nuestros hidrocarburos - pueden aumentarse por encima de las cifras de hoy en día, sin que esto vaya en detrimento de los reservorios geológicos. Tal es el caso de las exitosas experiencias de PDVSA en el Distrito Operacional de Anaco, tradicionalmente productor petrolero, donde a través de conversiones operativas y tecnológicas se ha aumentado la producción de gas asociado de 600 MMPCND en el año 1999 a unos 1.200 MMPCND en la actualidad, con el objetivo primordial de convertir a Anaco en un centro gasífero de producción de gas asociado.

Adicionalmente, tenemos el potencial de poder aumentar la disponibilidad de gas asociado, para cubrir demandas de consumos propios internos de la industria petrolera, o demandas de los mercados petroquímicos, de generación eléctrica, industriales, comerciales y de consumo masivo, cuando mediante proyectos de inversión, podamos reemplazar la actual utilización del gas por nitrógeno extraído de la atmósfera, como elemento de empuje en operaciones de compresión e inyección de gas en yacimientos para programas permanentes de recuperación secundaria de petróleo. Con miras a poder obtener estos volúmenes adicionales de gas asociado, PDVSA EPM adelanta dos proyectos de extracción, compresión, inyección y recuperación de nitrógeno atmosférico, uno en el Lago de Maracaibo y otro en el Oriente del país. Estos proyectos de nitrógeno son claves en la solución parcial del déficit en disponibilidad interna y oferta de gas al mercado que ha venido confrontando la industria petrolera en el Zulia; situación que afecta no solo los programas de recuperación secundaria de petróleo en las operaciones de producción de PDVSA EPM en Occidente, sino también las operaciones de procesamiento de gas asociado para extracción de líquidos de gas natural (LGN) de PDVSA GAS, las exportaciones de productos procesados de PDVSA GAS, y el suministro de Etano a Pequiven El Tablazo. Una solución temporal al déficit que está siendo contemplada por el MEM y PDVSA sería la importación de gas desde Colombia, para lo cual se han venido adelantando conversaciones con ECOPETROL y ChevronTexaco-Colombia, para la eventual compra de unos 300 MMPCND desde yacimientos en la Guajira Colombiana.

Por último, el hecho de que hasta ahora no se haya explotado el gas libre, no guarda ninguna relación directa con los potenciales reales de producción de este gas no asociado, ya que los primeros proyectos formales de exploración y producción en tierra firme del hidrocarburo gaseoso libre, fueron apenas otorgados en junio de este año 2001 por el MEM, cuando seis de las once áreas en subasta fueron otorgadas a empresas y/o consorcios extranjeros y venezolanos. La producción en estas seis áreas deberá entrar al mercado durante el año 2003. Asimismo, los proyectos costa-fuera delineados hace ya varios años, en sus distintas versiones originales, redimensionadas y rebautizadas, todavía no han llegado a la fase final de formalización de contratos, convenios o asociaciones estratégicas en marcha, previa al inicio de inversiones cuantiosas, operaciones de exploración detallada, y producción sostenida.

En cuanto a los aspectos políticos y gubernamentales, la voluntad oficial en términos de una política de desarrollo del sector gas parece mantenerse, aunque las recientes acciones del Ejecutivo en materia legislativa habilitante y el tratamiento acordado a PDVSA y su filial PDVSA GAS, indican un cambio hacia un continuismo, o peor aun, un incremento del desprestigiado modelo de capitalismo de estado, versus la originalmente proclamada intención de maximizar la participación del capital privado como inversionista y operador. Es más, los objetivos del Plan de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2001-2007, en cuanto a alcanzar crecimiento económico sostenido y diversificado, eliminar la volatilidad económica, internalizar los hidrocarburos, alcanzar sostenibilidad fiscal no rentista, lograr incremento del ahorro y la inversión, y promover la democratización del capital, no son seguidas en forma consistente en los fundamentos y objetivos de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG), y mucho menos en la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH).

La deficiente definición de reglas de juego legales y económicas claras y atractivas a la participación de terceros, y la falta de garantías a las inversiones y propiedad privadas continúan limitando el potencial real de nuestro sector del gas natural, ya que el compromiso político del gobierno en relación a una futura, y evolutivamente necesaria, liberalización del mercado no ha sido ni claro ni firme. A esto habría que agregar la creciente inestabilidad que ha venido demostrando nuestro sistema democrático, lo cual sin duda va a resultar en una mayor lentitud en la toma de las decisiones oficiales, con la nitidez, rapidez y transparencia que el proceso de la Apertura del Gas Natural requiere, para poder clasificar como un proceso atractivo de proyección y clase mundial, como correspondería a Venezuela, tras los indudables éxitos y beneficios para la nación obtenidos por PDVSA con los significativos aumentos de producción de crudo convencional y gas asociado en las Rondas de Convenios Operativos, y con las recientes puestas en marcha de los proyectos de producción y mejoramiento de crudos extra pesados de la Faja del Orinoco, bajo la Ronda de Asociaciones Estratégicas.

Por otro lado, la Política Energética del actual Gobierno, delineada por primera vez a comienzos de 1999 por el entonces Ministro de Energía y Minas, Alí Rodríguez Araque, tenía como directrices principales, el desarrollar fuertes sectores público y privado de hidrocarburos enfatizando productividad, mejoramiento de recursos humanos y formación de capitales financieros venezolanos; e industrializar los hidrocarburos y transformar a Venezuela de un exportador de materias primas (crudo y gas), a un transformador y exportador de productos refinados y procesados de mayor valor agregado y comercial. Hoy en día estas directrices aparentemente se mantienen en la teoría, con ciertas variaciones o refinamientos, ya que la estrategia de desarrollo nacional del sector energético, según recientes enunciados del MEM, conserva como objetivo primordial el d esarrollar una red de empresas públicas y privadas nacionales e internacionales para la producción de bienes y servicios energéticos transables y competitivos en los mercados internacionales. Las premisas oficiales que soportan este escenario incluyen el imperativo balance entre los ingresos fiscales, la industrialización aguas-abajo, la c adena de suministro de bienes y servicios, y la participación de capital privado nacional; todo esto con miras a que se mantenga la contribución fiscal del sector energético, y se desarrolle una economía de mercado productiva que asegure el acceso eficiente a la energía en toda la sociedad.

Sin embargo, a casi tres años de este gobierno resulta muy revelador el poco avance real alcanzado en la participación del sector privado dentro del aparato productivo energético nacional, al comparar la economía venezolana con economías de otras naciones emergentes, ya que es evidente la persistente alta concentración de propiedad por parte del Estado en las corporaciones que producen y consumen la energía en nuestro país. En Venezuela, hoy en día, el 100% de la refinación de petróleo y producción de gas está en manos del Estado; más del 85% de las actividades de minería del carbón, producción de hidrocarburos, y manufactura petroquímica pertenecen al Estado; un 88% de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica es manejada por empresas del gobierno; el 100% del procesamiento para extracción y fraccionamiento de LGN es hecho por PDVSA directamente o a través de contratos de responsabilidad total por terceros tipo Construir-Poseer-Operar; más del 80% de las industrias intensivas en el uso o consumo de energía como minería de hierro, oxidación y refinación de hierro son públicas; 100% de las compañias involucradas en minería, refinación y manufactura de aluminio primario son del Estado; y sólo en el sector siderúrgico, la participación del gobierno ha disminuido notablemente después de la privatización de SIDOR. En este momento crucial, cuando el Estado Venezolano ya no cuenta con los suficientes recursos financieros para la óptima operación, imperativa modernización, y continua expansión de los sectores industriales que posee, la privatización debería de nuevo volver a aparecer sobre el horizonte como la alternativa más sensata y pragmática, aún para el gobierno actual. En especial para el sector del gas natural, donde las inversiones requeridas para poder alcanzar el potencial realizable se miden en decenas de millardos de dólares durante los próximos diez años.

Otro hecho evidente es el poco grado de desarrollo de nuestra industria privada de los hidrocarburos. Históricamente desde comienzos del siglo XX, Venezuela ha sido el país petrolero líder en trayectoria de explotación, reservas y producción de la América Latina, sin que esto se haya traducido en el desarrollo de un aparato productivo y operativo nacional conexo fuerte, integrado verticalmente, tecnológicamente avanzado, comercialmente competitivo a nivel mundial, y co-generador de un sector financiero sólido y cónsono con la envergadura característica de los negocios petrolero y gasífero a nivel mundial. En efecto, al compararnos con otros cinco países productores del hemisferio, nuestra autosuficiencia en el suministro de bienes y servicios a la industria local del gas y el petróleo es la menor de todas (por debajo de un 30% de los requerimientos internos), mientras que en Canadá la autosuficiencia supera el 95%, en Brasil más del 82%, en México más del 70%, y en la Argentina más del 60%. Como sector privado, el verdadero reto está en ser líderes en productividad, autosuficiencia en suministro de bienes y servicios, y por sobre todo en creación de valor agregado y riqueza nacional.

A la históricamente tirante relación entre el MEM y PDVSA, desde finales del 2000 hay que agregar el factor representado por el Ente Nacional del Gas (ENAGAS), el cual desde su comienzo ha jugado un papel más allá de su rol natural como ente regulador, adentrándose en diseños de planes de expansión y cuestiones operativas de la industria y el negocio, lo que ha producido desavenencias con PDVSA y su filial PDVSA GAS; las cuales llegaron a su punto más álgido hace unas pocas semanas, a raíz de la inminente creación de la nueva Empresa Estatal del Gas, a partir de esta filial. Al día de hoy, aparentemente este tema está cerrado y PDVSA GAS se mantendrá con vida, tras un compromiso alcanzado por ambas partes en disputa; aunque sin duda siguen habiendo diferencias de fondo en como concebir el desarrollo del sector de gas natural. En una Era dentro de la industria mundial y global de los hidrocarburos, cuando la tendencia optimizadora es hacia fusiones y uniones entre compañias gigantes, grandes y medianas para lograr ventajas, sinergias, ahorros operativos, mejoras financieras, mayor acceso a reservas y mercados, y disminución y repartición de los riesgos del negocio, en Venezuela estamos yendo en la dirección contraria con el caso de la por ahora frustrada partición o desmembramiento de PDVSA. Esperemos que este camino no sea tomado, ya que iría en contra de las comprobadas y exitosas corrientes internacionales que se han generalizado y dictan pauta.

Hoy en dia, según la percepción del sector privado, todavía se pone en duda si el ENAGAS funcionará como una agencia regulatoria verdaderamente independiente del Ejecutivo Nacional y del MEM. Según una compilación de ejemplos funcionales en muchos otros países, el rol de un Ente Regulador de Gas se circunscribe a tomar decisiones transparentes en materias de exploración, producción, manejo, procesamiento, transmisión, distribución, y desarrollo racional pero agresivo del sector, sentando pauta y ofreciendo liderazgo en las prácticas de conservación del medio ambiente, haciendo cumplir las normas aplicables de seguridad pública y velando por el interés público de la ciudadanía receptora de los suministros y servicios. De igual manera, dicho Ente debe ser un indicativo del fuerte compromiso oficial para con el sector que regula, a nivel de sus tres componentes la industria, el mercado y el negocio. Para esto debe tener una total autonomía que le permita ser un organismo fuerte, independiente y activo en su promoción y labor regulatoria, siempre orientada a fomentar el crecimiento diversificado del sector privado, debiendo tener en todo momento la capacidad de aplicar o lograr que se de la necesaria flexibilidad fiscal para atraer e incentivar las inversiones privadas locales e internacionales que se requieran.

Desde septiembre de 1999, Venezuela cuenta con la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG) y a partir de junio del 2000 tiene el respectivo reglamento, los cuales proveen el marco exclusivo para regir todas las actividades pertinentes al gas natural y sus productos derivados, sin que estas sean afectadas por la muy cuestionada y recientemente aprobada Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), que excluye cualquier referencia al gas, y sólo la cubre en forma supletoria en aquellas materias donde pueda haber un vacío en la LOHG. Sin embargo, la aceptación de ambas leyes ha sido totalmente distinta. La LOHG fue aceptada por la comunidad empresarial con ciertas pero pocas reservas, mientras que la LOH desde su primer borrador ha enfrentado una fuerte oposición del los sectores privados nacional e internacional. Habrá que esperar como la LOH afecta a la LOHG en la práctica, a la luz de los proyectos de gas a ser desarrollados.

Esta supuesta y aparente independencia del sector gas natural del sector petróleo, en términos de su propia LOHG, que otorga al gas como actividad comercial y de negocios un puesto igual y paralelo al crudo, en la práctica debería traducirse en un incentivo para su rápido desarrollo. La LOHG en teoría busca impulsar la participación del capital privado y la formación de capital nacional, abriendo a los inversionistas privados toda la cadena de valor del gas, y donde los proveedores de bienes y servicios podrán concurrir en condiciones transparentes y no discriminatorias a los proyectos.

Sin embargo, considerando que dentro de la distintas etapas de desarrollo del sector del gas, Venezuela se encuentra apenas en una primera fase de crecimiento acelerado, que se caracteriza por una expansión rápida, donde aumenta el número de los participantes inversionistas y operadores, nuevos al negocio en el caso de todas las empresas locales privadas, y nuevos al país, en algunos casos de las empresas multinacionales, se impone por lo tanto una continua clarificación y mejoramiento de las regulaciones, que permitan la óptima evolución de la infraestructura básica existente hacia una infraestructura más desarrollada, lo cual permitirá al país en unos diez años, pasar a la siguiente etapa de madurez.

En el tema de las regalías la determinación de una tasa fija limita la posibilidad de usar este mecanismo para estimular proyectos de interés particular para la República, sobre todo en áreas de alto riesgo exploratorio, y adicionalmente deja en condiciones de igualdad la explotación de recursos cuyo costo de explotación puede variar notablemente de un área a otra, con la correspondiente desigualdad en los niveles de rentabilidad de los negocios según el tipo de riesgo. Lo ideal y práctico sería permitir la flexibilización de la tasa de la regalía, más aún cuando este concepto ya ha sido empleado con éxito en proyectos cuya viabilidad pudiera haberse comprometido sin esta condición. La intención del Estado de participar en algunos proyectos podría tener limitaciones directas por la disponibilidad de recursos, además de aumentar la deuda pública para cumplir con esta premisa, en detrimento de inversiones sociales y de infraestructura, y con las inevitables consecuencias negativas sobre las finanzas públicas. Además el financiamiento de futuros proyectos se vería afectado notoriamente debido a que el riesgo de los mismos estaría directamente vinculado con el riesgo crediticio de la República, lo cual podría significar un costo financiero más elevado, y por ende la posibilidad de que la tasa de retorno no sea suficientemente atractiva como para atraer la inversión privada.

El verdadero reto de gobierno debería consistir en definir en forma clara y concisa las bases para lograr la internalización de la actividad petrolera y gasífera, con el consecuente fortalecimiento de cadenas productivas y operativas integradas, sustentadas en un sector financiero con masa crítica y claramente comprometido. Una política nacional de desarrollo a inicios del Siglo XXI que aspire a la definitiva consolidación de un fuerte sector del gas natural con el consecuente crecimiento del capital nacional, público y privado, debería estar enmarcado dentro de una política de Estado, que considere aspectos directamente relacionados y esenciales para su éxito, tales como un sector financiero nacional capaz de satisfacer los requerimientos crediticios, de capital de trabajo, y de financiamiento capital para proyectos de inversión de las empresas operadoras, empresas de servicios, y empresas de producción de bienes petroleros y gasíferos venezolanas calificadas, a costos de intereses competitivos, y a plazos de repago acordes con la generación de flujo de caja de las inversiones en hidrocarburos y en sectores conexos (5 a 20 años). Para que esto suceda, es impostergable la creación de los fondos de pensiones, los cuales eventualmente constituirán la fuente estratégica nacional de capitales de inversión a largo plazo, en las magnitudes que requiere el negocio de los hidrocarburos.

En el tema de las futuras actividades de transporte de gas y las tarifas aplicables, hay conceptos tales como los de: operador eficiente; evaluaciones comparativas; horizontes contractuales; comités técnicos para expansiones y extensiones; activos esenciales sujetos a reversión; fianzas; etc., que deben ser flexibilizados en base a los costos reales y a la experiencia adquirida en la operación y mantenimiento para garantizar la integridad de los activos, y evitar generalizaciones que en la práctica afecten al operador y los usuarios finales. Para hacer posible el acceso a financiamientos tipo “non-recourse” o “limited-recourse”, para proyectos de transmisión hay que limitar que sea el transportista quien cargue con todo el riesgo asociado a la capacidad. En cuanto a los precios y tarifas para actividades de producción y venta al mercado, estas deben ser lo suficientemente atractivas para atraer las inversiones requeridas, y por lo tanto los criterios de precios deben considerar el tipo y riesgo de la actividad a ser desarrollada.

Para las actividades de distribución que incluyen los negocios de recepción, transmisión, entrega y comercialización del gas metano a través de sistemas ramales de tuberías, redes industriales, y redes urbanas, el esquema tarifario diseñado por el MEM, requerirá de futuros ajustes para poder incentivar el desarrollo masivo y económicamente rentable de dichas actividades de distribución a niveles regional, estadal, municipal y urbano, y asegurar que este servicio de distribución genere crecimiento económico y además sea seguro, confiable y beneficioso para los consumidores y la sociedad.

En el tema de las relaciones laborales y la futura convención contractual colectiva para el sector del gas natural, tiene que estar claramente establecido que el régimen laboral aplicable a las actividades del gas deberá ser independiente de los parámetros de la contratación colectiva petrolera. A pesar de que ambos recursos son hidrocarburos, y requieren inversiones similares en exploración y producción, los precios de realización y márgenes del retorno de la inversión son definitivamente mucho menores en las actividades del gas natural, razón por la cual no pueden soportar un esquema de convención contractual colectiva tan pesado como el del sector petrolero.

Un mercado de gas en crecimiento exitoso se caracteriza por tener un enfoque globalizado desde sus comienzos, donde hay buena disponibilidad de recursos humanos preparados y expertos, y acceso garantizado a altas y comprobadas tecnologías de punta, que son las que agregarán valor al hidrocarburo gaseoso. Este mercado también deber tener rasgos muy dinámicos, con adecuados niveles de competencia técnica y económica para poder acceder a la mejor infraestructura disponible. Desde el punto de vista socio-político lo ideal es que este mercado opere bajo un ambiente político estable y democrático, ya que las grandes cantidades de inversión capital requeridas para hacer crecer la industria, el mercado y el negocio exigen una alta clasificación crediticia internacional, la cual es muy sensible a la estabilidad política de cualquier nación e incide directamente en la clasificación de riesgo país y en el acceso a, y costo de la inversión extranjera directa necesaria.

Como premisas aplicables a nuestro país,

Estado, en supuesta representación de los habitantes ciudadanos de la nación, es el único dueño de las reservas de gas, y busca optimizar su monetización, mediante un desarrollo eficiente. Bajo la nueva LOHG, el sector privado será quien tenga la mayor parte de responsabilidad financiera en el desarrollo de las reservas de gas libre no asociado. El gobierno nacional tendrá la responsabilidad regulatoria a través del MEM y el ENAGAS, y la supuesta transparencia administrativa y fiscal, a nivel nacional, regional y municipal para garantizar el éxito del negocio.
Pensando en una visión a largo plazo, desde el punto de vista regulatorio, y a la luz de la naturaleza de monopolio natural que aplica al sector del gas, bajo la regulación eficiente y bien definida del Estado, debe dejarse en última instancia que sean las fuerzas de la sociedad (inversionistas, productores, transportistas, fletadores, usuarios, consumidores, tecnologías, conocimientos, mercados, etc.), quienes decidan el camino a seguir en relación con el crecimiento, diversificación y evolución del negocio, la industria y el mercado del gas natural en nuestro país.

Perspectivas para el año 2002

Nuevo Plan Nacional de Gas, siendo diseñado por el MEM y el ENAGAS con input de PDVSA no estaba disponible para el momento de esta publicación, pero el mismo debe salir a mediados de diciembre 2001. Según fuentes del ENAGAS, este plan incluirá los siguientes proyectos:

• En exploración y producción costa afuera, los dos proyectos para el desarrollo acelerado de las reservas de gas libre en la plataforma marítima venezolana conocidos como GNL de Paria y Plataforma Deltana.
• En procesamiento, el proyecto para el nuevo Complejo Criogénico de Occidente (CCO).
• En transmisión, los gasoductos Anaco-Jose, Anaco-Margarita, e interconexión Oriente-Occidente (ICOO).
• En distribución, varios proyectos a nivel de las mayores ciudades del país.

Dentro de nuestras perspectivas para el año próximo, creemos que sólo los proyectos de exploración y producción costa afuera y el CCO serán iniciados durante el 2002. Los otros proyectos de transmisión y distribución dependerán para su ejecución de mejorar aspectos legales y regulatorios, y resolver problemas de disponibilidad de volúmenes de gas metano, los cuales deberán estar solucionados en los doce meses venideros, con miras a iniciar estos proyectos en el 2003.

Veamos en detalle los tres proyectos realizables.

proyecto GNL de Paria, originalmente conocido como Cristóbal Colón desde su asociación estratégica inicial aprobada en 1994, a ser desarrollado entre PDVSA GAS, Exxon-Mobil, Shell y Mitsubishi, y después como GNL-Venezuela, fue redefinido por el MEM en Septiembre de este año, y se encuentra en fase de espera por la decisión final del Ministerio en lo relacionado a las propuestas presentadas de exportación y mayor valor agregado nacional, y las nuevas condiciones oficiales sobre el abastecimiento prioritario al mercado nacional. Este proyecto en su nueva dimensión de menor complejidad comprende una inversión de US$ 2,2 millardos de dólares, para instalar la infraestructura costafuera en el Golfo de Paria y en tierra firme en la Península de Paria, para producir 650 MMPCND de gas natural libre de los campos de Río Caribe, Mejillones, Patao y Dragón, que serían procesados para obtener cuatro (4) millones de toneladas por año de GNL. Esta infraestructura del proyecto incluye todo menos los barcos metaneros de GNL. Para este momento tampoco se han definido las nuevas participaciones de los socios extranjeros, a la luz del interés manifiesto de PDVSA de una mayor participación. Se espera que este proyecto contribuya algún volumen de gas al mercado interno, en forma interina mientras se resuelve la situación del deficit de la nación en los próximos dos años, mientras que el resto iría dirigido a los mercados internacionales. Tanto Shell como ExxonMobil han ratificado su interés en el proyecto, y esperan por la decisión final del MEM. El inicio de operaciones comerciales del proyecto sería para el año 2006, con lo cual Venezuela entrará al mercado mundial de países exportadores de gas natural.

El otro proyecto costafuera importante de gas libre es la exploración y producción de la Plataforma Deltana, en donde PDVSA Exploración, Producción y Mercadeo trabajando para PDVSA GAS tendrá a su cargo el inicio de las primeras actividades de perforación a comienzos del año 2002. Este proyecto , el cual se espera esté completado antes que el proyecto GNL Venezuela, deberá producir volúmenes iniciales de 600 a 800 MMPCND, destinados inicialmente al mercado nacional con los excedentes dirigidos a los mercados internacionales de la costa este de los EE.UU. y el Caribe. Para la futura monetización de los yacimientos de los hidrocarburos gaseosos, el proyecto de la Plataforma Deltana tiene un presupuesto con una inversión total aproximada de 3.775 millones de dólares estadounidenses, distribuidos de la siguiente manera: actividades de exploración y delineación de yacimientos (US$ 300 MM, u 8%); diseño y construcción de infraestructura de perforación y producción (US$ 1.675 MM, o 44%); diseño y construcción de tuberías (US$ 600 MM o 16%); y diseño y construcción de plantas de licuefacción (US$ 1.200 MM o 32%); estando basado en un eventual mercado nacional e internacional donde este gas natural a ser producido tendría un valor estimado de mercado en el rango de US$ 2,5 a US$ 4 por millar de pies cúbicos. Las multinacionales British Gas, El Paso, Statoil, TotalFinaElf han manifestado interés concreto ante el MEM para acometer el proyecto de la Plataforma Deltana.

Por último está el proyecto del Complejo Criogénico de Occidente (CCO), cuya ingeniería básica ha venido siendo adelantada por PDVSA GAS, y cuyo objetivo es reemplazar cinco plantas existentes de extracción de LGN con bajo rendimiento y altos costos por una planta nueva con tecnología de punta para reducir costos e incrementar las producciones de propano, componentes más pesados y etano para cubrir los requerimientos de Etano de Pequiven, buscando ampliar el negocio de Olefinas en el Complejo El Tablazo y aprovechar oportunidades en los mercados internacionales. De igual manera el CCO asegurará el retorno a PDVSA EPM de gas metano para uso en re-inyección y generación eléctrica, y el suministro de CO2 Para inyección

• La inversión estimada para el CCO está en el rango de US$ 400 a 600 millones.

Para finalizar, el mejor futuro de nuestro sector del gas natural dependerá de que se mantenga el compromiso firme del Ejecutivo Nacional para con la Apertura. Este compromiso deberá incluir un cronograma concreto para lograr a mediano plazo una industria, mercado y negocios globalizados y de clase mundial, sobre la base de decisiones rápidas y transparentes, y marcos legales, regulatorios y fiscales evolutivos que permitan crecimiento diversificado del sector privado nacional, con bien definidas y competitivas políticas de precios y garantías a la inversión y propiedad de los activos, y la libre convertibilidad de la moneda.

La Apertura del Gas Natural podría atraer un mínimo de diez a quince mil millones de dólares en inversión directa durante los próximos diez años, de manera que para el año 2010 podríamos y deberíamos tener una producción de por lo menos 12.000 a 14.000 MMPCND y un sector con un volumen anual de negocios en el orden de seis mil millones de dólares, lo cual significaría un crecimiento de 400% en la actividad económica del sector comparado con las cifras de hoy en día.

Aun cuando hay interés concreto de parte de las empresas privadas venezolanas de posicionarse y crecer con el negocio del gas natural, y muchas se están preparando en términos de fortalecer sus capacidades y sistemas gerenciales, y de asegurar acceso a los recursos financieros, tecnológicos y humanos requeridos, sólo el futuro dará las respuestas a estas interrogantes.

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