El rol del gas en el apalancamiento de la economía mundial ha venido tomando cada vez un mayor auge, por su papel preponderante en la diversificación y la transición hacia energías limpias. La expansión mundial que han venido sufriendo los activos de gas ha sido notoria en la última década, aunque mayormente en Asia y Europa Nor-Oriental. En Venezuela 20 años después de su declaratoria como recurso estratégico para el desarrollo económico e industrial del país en 98, pareciera no haber tenido aun ese empuje e impacto esperado.

En el caso Venezolano, el desarrollo y aprovechamiento del potencial gasífero ha vivido una vida turbulenta, llena de malos manejos y peor visión de conjunto. Nuestra producción gasífera es muy particular ya que ocurre asociada en más del 87% al barril de petróleo. Es decir, una mala decisión en el desarrollo de activos de crudo posee el potencial de impactar adversamente y poner en riesgo el desarrollo del gas; pero también es cierto lo contrario.

A partir de 2007-2008, PDVSA naufragaba entre estériles anuncios de boca de su liderazgo. En 2011 el entonces presidente de PDVSA Gas (https://www.aporrea.org/energia/n189605.html) informaba al país que duplicarían la producción gasífera en los próximos 6 años (2011-2017), previendo incrementar la misma a 14.438 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y 438.000 B/D mil barriles de líquidos de gas natural (LGN) para el año 2017. Avanzado ya el 2018, PDVSA no supera los 6.000 MMPCD y 60.000 B/D de LGN, y como demostraremos en lo adelante, ese volumen de gas estaría en realidad en su mayor porción, siendo producido en detrimento y a espaldas del mejor interés nacional.

La importancia estratégica de los proyectos Costa Afuera en el marco del posicionamiento geográfico y el aprovechamiento oportuno de los recursos hidrocarburíferos allí contenidos de frente a los países vecinos es incuestionable. Sin embargo, a juzgar por los resultados visibles luego de más de una década desde 2007, los modelos y esquemas de negocios aplicados, al igual que en el caso de la Faja Petrolífera del Orinoco, han sido inconvenientes, inoportunos y poseen peligrosas "lagunas" en aspectos tan vitales como la definición del recurso, estructura de riesgo e inversiones, precio reconocido del gas y la cuantificación y destino final de los líquidos recuperables.

En Perla Cardon IV por ejemplo, los artífices de dichas negociaciones, acordaron tipificar como yacimiento de gas natural, a yacimientos de condensado retrogrado con una riqueza de al menos 27 barriles por cada millón pie cúbicos de gas de un valioso condensado, según información privilegiada. Es decir, a la capacidad total de dicho proyecto (1.200 MMPCD) la producción de crudo condensado retrogrado de elevado valor comercial estaría por el orden de 32.400 B/D, mientras que a la producción actual (300-350 MMPCD) en unos 9.000 B/D. A donde van a parar esos barriles de condensado y ese dinero. Es ello parte del "share"/aporte/inversión PDVSA. Quien fiscaliza dicha producción?

En dicho proyecto, el valor del gas reconocido por PDVSA a sus socios extranjeros es de US$3.69 per MMBTU, cuando en el GOM el precio de mercado (Henry Hub) ronda en la actualidad US$3.0-US$2.8 per MMBTU. Quien cubre ese diferencial y porque PDVSA accedió a reconocer dicho precio?

Con cerca de 202 billones de pie cúbicos de reservas probadas, el déficit nacional se acerca a la astronómica cifra de 3.000 MMPCD, aun en el estado actual de parálisis económica e industrial generalizada en que esta sumergida Venezuela. Dos lustros después, los proyectos costa afuera permanecen estancados y muy lejos de lograr la producción ofrecida. PDVSA Gas Anaco desde 2008 ha dejado perder una producción vital y necesaria que ronda los 1.100 MMPCD, mientras la industria se da el lujo de quemar y arrojar a la atmosfera en exceso a 1.000 MMPCD.

Lo único que definitivamente parece haber aumentado han sido los jugosos contratos de infraestructura, aunque no exista aun a boca de pozo el gas para llenarlos. PDVSA a partir de 2008 ha sido quizá la única empresa petrolera del mundo, en donde los proyectos de infraestructura se terminan primero que la definición volumétrica de los activos productores. Algo así como la carreta delante de los caballos.

Ante tan critico panorama, las acciones llevadas a cabo por los responsables de llevar las riendas de nuestra industria, parecieran haber apuntado en medio de su desespero, a la destrucción de la producción de crudo Premium en al menos uno de los activos de mayor potencial a nivel nacional; el Norte de Monagas, en un intento inocuo de ocultar la decadente producción gasífera.

En un país como el nuestro, donde la producción de gas es asociada en al menos 87%, a dicho petróleo, es irracional pensar que la producción de gas pudiera haber incrementado precisamente en medio de una pronunciado derrumbe de la producción de crudo; a menos que:

• Se eleve sustancialmente la producción de petróleo
• Se produzcan volúmenes incrementales de gas libre
• Que dicho gas sea producto del desinfle de yacimientos de crudo o proyectos interrumpidos de inyección de gas.

Venezuela viene perdiendo producción de petróleo desde 2008, habiendo cedido en un 60% desde entonces. El primer gas "libre" de los proyectos Costa Afuera se produjo a partir de mediados de 2015, mientras que el resto de las licencias de gas, incluso al día de hoy poseen una producción incipiente y prácticamente lineal respecto al volumen total nación. PDVSA Gas Anaco por su parte ha venido derrumbándose sostenidamente también desde 2008, habiendo pasado de más de 1.640 MMPCD a menos de 545 MMPCD en la actualidad, acumulado una masiva caída cercana a 1.100 MMPCD.

De donde podría haberse originado ese notorio incremento observado en la producción de gas a partir de 2008?

El Ministerio de Energía y Petróleo ha sido en el pasado el ente encargado de velar por la vida y la valorización de nuestros recursos hidrocarburíferos. Su función ha sido reguladora y supervisora de PDVSA. Entre las variables que impactan el recobro final en yacimientos de crudo está la racional administración de su energía en sus diversas formas. Una de esas formas es la expansión y segregación del gas disuelto en el petróleo. En palabras sencillas, en los yacimientos de crudo hay que evitar que su energía se desperdicie en el desinfle irracional (en la brusca separación y liberación del gas como en el caso de las gaseosas) del gas, ya que ello podría incidir en el la degradación de la recuperación final y por ende en un mayor volumen de crudo sin recuperar. En yacimientos activos de crudo, su relación gas petróleo (RGP) no debe exceder "en general" 3.000-3.500 PCN/BN.

El desinfle de un activo de crudo se decide e implementa, una vez se considera que el yacimiento no posee potencial de ser producido comercialmente como tal. En el caso de PDVSA GAS Anaco, a partir de los 90, sus activos se han venido manejando por ley como desinfle. En el caso de Costa Afuera, a pesar que la mayor porción de dichos yacimientos en realidad no son de gas libre, sino de condensado retrogrado, han sido declarados oficialmente como tal y se han venido explotando irresponsablemente como de gas libre, ocasionando una pérdida incalculable a la nación por el volumen de líquidos condensables dejados sin recuperar.

Según reporte oficial PDVSA 12/12/2017, la producción de gas nación se ubicó en 6.954 MMPCD, con una RGP asociada de 21.291 PCN/BN, incluidas las licencias y 16.182 PCN/BN excluyendo las mismas. Resalta la elevada producción de gas proveniente de Oriente de 4.628 MMPCD ligada a una excesiva RGP de 12.310 PCN/BN, similar a la de Costa Afuera.

Norte de Monagas (NDM) ha sido asiento de proyectos masivos de inyección de gas en varios de sus campos y yacimientos. Campos y yacimientos productores de crudo liviano y condensado de elevado valor comercial y cuya operación hace necesario el mantenimiento de presión para reducir la perdida de productividad.

Según información oficial de la misma PDVSA, en Norte de Monagas (NDM); casualmente el mismo distrito donde se originaron vicios de corrupción que conllevaron a la detención de su director (http://www.laiguana.tv/articulos/74106-pavel-rodriguez-pdvsa-oriente-detenido-maquillar-cifras) a finales de 2017, se practica activamente el desinfle de activos claves de petróleo que aun poseen en su haber significativos volúmenes de crudo Premium de elevado valor comercial, para pasar a ser producidos "preferencialmente" como yacimientos de gas en detrimento del estado Venezolano, al haber facilitado el derrumbe de la producción de ese distrito desde más de 1.000.000 B/D en 2008, a menos de 300.000 B/D en la actualidad.

Medidas desesperadas ante el derrumbe de la producción, el fracaso de los proyectos costa afuera, ante la hecatombe que vive PDVSA Gas Anaco desde 2008, ante la escasez de ideas y experticia. Optan por la destrucción sistemática de los activos de crudo y gas asociado del país. Los responsables de liderar nuestra industria parecen haber pasado a la etapa terminal de devastación de lo poco que queda aun de pie; los yacimientos que conservan ingentes reservas de petróleo sin desarrollar, por producir y que poseen un volumen foráneo de gas necesario para asegurar la continuidad de su vida productiva.

Al parecer esa "ojala-minúscula-porción" irresponsable y cuestionada de PDVSA, ha preferido dejar de producir desde 2008 un valioso petróleo, para desinflar dicho gas según demuestra su propia información oficial. Imposible creer que esa sea la manera en la que los supuestos defensores revolucionarios de la PDVSA de hoy, responden al juramento que a diario simulan hacer por las redes sociales de defender la industria petrolera. O quizá sea ese el resultado de haber impuesto al frente de la misma a representantes incapaces, indolentes e irresponsables disfrazados de rojo, aunque con el corazón puesto fuera del país que dicen amar?