Una mirada a la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998-2012) by Soberania.org Venezuela

Cruz de Mayo, el primer pozo de gas costa afuera del Proyecto Mariscal Sucre, ubicado en el campo Dragón

Una Mirada a la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998 – 2012)

Academia Nacional de Ingeniería y el Hábitat Caracas, Venezuela 2013

Una Mirada a la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998 – 2012) Rubén A. Caro

Nelson Hernández

Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat Palacio de las Academias, Bolsa a san Francisco, Caracas 1010, Venezuela Apartado Postal 1723 – Caracas 1010, Venezuela Oficina Administrativa: Edf. Araure, Piso 1, Sabana Grande, Caracas, 1050 – Venezuela Teléfonos: +582127610310 / +582127612070 Email: acadingven@gmail.com WEB: http://www.acading.org.ve/

INDICE

Pagina Resumen Ejecutivo Introducción PDVSA y la Industria del Gas Los Planes Recursos y Reservas de Gas Producción y Utilización de Gas Producción de Líquidos del Gas Natural Comercialización del Gas Natural y sus Productos Proyectos Mayores de Gas Mundo. Perspectivas Gas Natural Venezuela. Perspectivas Gas Natural Conclusión General Abreviaturas Factores de Conversión de Unidades Bibliografía y Netgrafía Hoja de Vida de los Autores Tabla. Venezuela. Producción y Usos del Gas Natural

4 7 10 11 14 22 26 28 34 42 50 58 59 60 63 64 66

RESUMEN La industria del Gas Natural en Venezuela ha estado signada por un conjunto de características atípicas con respecto a las industrias gasíferas de otros países. Algunas de estas características son de origen natural, y otras han sido generadas por los que de una forma u otra han tenido que ver con la aplicación de políticas públicas al sector de hidrocarburos. A continuación los siguientes asertos:     

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Venezuela cuenta con importantes recursos de gas natural, del orden de los 12.58 TMC, de los cuales 5.56 TMC (44 %) son reservas probadas, siendo las asociadas a petróleo el 85 % (4.74 TMC) Es impostergable e imprescindible el desarrollo de gas no asociado con el objeto de abrir la oportunidad de incrementar el exiguo negocio que hoy tiene el país de este hidrocarburo Para el año 2012, la disponibilidad de gas natural está conformada por una producción de 207.5 MMCD, que proviene en un 99 % de yacimientos de petróleo (gas asociado) y por una importación de 5.3 MMCD de Colombia. La producción de gas ha estado estancada en los últimos 6 años, lo cual ha originado un déficit de gas del orden de los 2500 MPCD (70.8 MMCD) El déficit de gas ha incrementado el consumo de combustibles líquidos (diesel y fuel oíl), sobre todo el sector eléctrico. Así mismo, el sector petroquímico ha disminuido su producción por falta de insumos claves que provienen del gas natural. La producción de LGN para el periodo 1998 – 2012 siempre ha estado por debajo del volumen de 1998. A partir del año 2006 comienza una declinación que no ha podido ser recuperada, y dentro de las causas están: la baja producción de gas, fallas en las plantas por falta de mantenimiento, fallas eléctricas y disminución de la riqueza del gas. PDVSA Gas ejerce un monopolio en la comercialización del gas metano, condición contraria a lo que establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos referente a una apertura a la participación del sector privado Autogas un proyecto atrasado en todas sus fases La comercialización del GLP está en manos de PDVSA Gas Comunal y el sector privado, el cual participa en menor cuantía Es necesario e impostergable el ajuste del precio del gas metano y el del GLP Venezuela tiene un conjunto de proyectos estructurantes para producir, procesar, manejar y comercializar los volúmenes de gas (asociado y no asociado) esperados para los próximos 7 años. La inversión estimada de estos proyectos es del orden de los 37 G$, para un volumen de producción de gas de 186.9 MMCD (6600 MPCD), de producción de LGN de 185 kBD y de producción de 4.7 millones de toneladas métricas 4

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de GNL y la incorporación de 3.3 millones de familias al consumo de gas metano. Producto del desfase del cumplimiento de los planes, la culminación de estos proyectos está reprogramada dentro del periodo 2015 – 2019 La aparición de los hidrocarburos (gas y petróleo) asociados a lutitas (Shale gas, Shale oíl) impactara fuertemente la geopolítica energética mundial, donde países que antes eran importadores de energía, serán autosuficientes, convirtiéndose, algunos, en exportadores netos. Estados Unidos es el 1er país a nivel mundial en reservas de petróleo con un volumen de 2111 GB. De estos, el 99 % (2085 GB) están ubicados en lutitas. Rusia ocupa el 1er lugar a nivel mundial en reservas de gas con un volumen de 1575 TPC, ubicados en yacimientos no lutiticos. China, es el 1er país con las mayores reservas de gas asociados a lutitas con 1275 TPC. Ocupa el 2do lugar, después de Rusia, en la clasificación general. Estados Unidos, ocupa el 1er lugar en reservas de hidrocarburos (petróleo + gas) con 2306 GB. De estos, el 97 % están asociados a lutitas. Rusia, ocupa el 2do lugar con 594 GB, 3.9 veces menor que las reservas de Estados Unidos, lo cual, le otorga una supremacía “cuasi indefinida” en materia de recursos de hidrocarburos. El Medio Oriente, región que tenía en el año 2000 la supremacía de las reservas de hidrocarburos con un 48 % del total mundial, en el año 2011 pasa a ocupar el 2do lugar, con el 21 % (1469 GB) del total mundial, correspondiéndole a los asociados a lutitas 206 GB. La demanda energética venezolana se satisface con hidroelectricidad, hidrocarburos líquidos y gas natural, donde el gas debe jugar un rol preponderante con el objeto de liberar hidrocarburos líquidos de alto valor de exportación Los planes de crecimiento en la producción de petróleo están basados en el desarrollo de la FPO, aspecto que debe ser objeto de análisis detallado en función de los pronósticos de demanda y oferta a nivel mundial1, en donde a la FPO se le da una participación de 1.5 MBD. Con una producción de petróleo de 6.0 MBD (67 % de FPO), hay que recurrir a la producción de gas costa afuera para satisfacer la demanda interna de gas, lo cual limita los negocios de exportación de este hidrocarburo La aparición de las lutitas de gas y lutitas de petróleo en el esquema energético mundial, incidirá fuertemente en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos, encontrando a la industria venezolana en el peor momento: planes de desarrollo atrasados, falta de liquidez financiera y falta de personal idóneo.

http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7066695

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Venezuela posee recursos de gas natural para transformar su economía y desarrollo. Sin embargo, la aplicación de políticas populistas y con un errado sentido nacionalista, durante los últimos 40 años, no han permitido su desarrollo con visión de negocio. Para revertir esta situación es primordial e impostergable que: La industria del gas en Venezuela lleve a cabo un programa de desarrollo acelerado de proyectos cuya ejecución exitosa requiere de una asignación acertada de esfuerzos y recursos para el desarrollo del País para el aprovechamiento de los mercados

... ENTRAR EN LA ERA DEL GAS

INTRODUCCION El gas natural en los últimos 10 años ha incrementado su participación en la satisfacción de la demanda energética mundial, tendencia que se mantiene para los próximos 30 años. Esta preponderancia, no es al azar. Está asociada a su característica intrínseca de ser el hidrocarburo más amigable al ambiente, lo cual compagina excelentemente con un mundo preocupado por el fenómeno del Cambio Climático, producto de las emisiones de gases de efecto invernadero, especialmente el Dióxido de Carbono (CO2), como consecuencia de la combustión de energías fósiles. Dentro de ese contexto mundial, Venezuela se sitúa dentro de los 10 primeros países con mayores reservas de hidrocarburos. En lo concerniente a petróleo, posee las mayores reservas a nivel mundial, sin incluir el petróleo proveniente de lutitas. En lo atinente al gas natural convencional, Venezuela ocupa el primer lugar en Latinoamérica y el séptimo a nivel mundial. Sin embargo, con todo ese potencial energético, Venezuela no es una sólida potencia comercial en hidrocarburos, sobre todo en gas natural, ya que no puede satisfacer ni siquiera su demanda interna, ni mucho menos poseer negocios gasíferos a nivel internacional. Desde hace más de una década, el mundo planteo dos aspectos fundamentales que han impactado, impactan e impactaran el esquema energético mundial:  

Descarbonizar2 la matriz energética mundial Independizar de las importaciones la seguridad energética de los países, especialmente los desarrollados

A nivel de Latinoamérica, la visión de desarrollo de la industria de los hidrocarburos ha tenido dos visiones antagónicas: Un grupo de países, como Venezuela y Bolivia, que optó por una alta injerencia estatal en los negocios energéticos. En tanto, otro grupo de países, como Brasil, Colombia y Perú, apostó por un concepto más amplio y globalizador, que ha abierto sus mercados a las inversiones internacionales, y ha llegado a transformar a algunas de sus empresas estatales en actores que funcionan con estándares y prácticas propias del sector privado. Estos dos conceptos de desarrollo energético están modelando los negocios del sector en la región y determinan los actuales flujos de inversión, lo cual crea oportunidades para actores secundarios de la industria. 2

Se refiere a la reducción del consumo de las energías fósiles, especialmente el petróleo y el carbón, con el objeto de minimizar la emisión de los gases de efecto invernadero. A tal efecto, las energías alternativas jugaran un rol importante, junto con una mayor eficiencia energética.

En Venezuela, a partir de 1999, se ha gestado un cambio político, que fue liderado por Hugo Chávez Frías (hoy fallecido), que ha originado cambios en los aspectos sociales y económicos, donde la industria energética (hidrocarburos y electricidad) ha sido altamente impactada al ser estatizada. De hecho, el estamento político se planteo la “toma” (control total) de PDVSA3 de tal manera de garantizarse el flujo de dinero necesario para promover nacional e internacionalmente, la revolución: El Socialismo del Siglo XXI. La toma finalizo en marzo del 2003, después de un paro cívico de 3 meses, con el despido de 23 mil trabajadores, lo cual repercutió negativamente en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos. Han sido 14 años (1998 – 2012) de aplicación de políticas energéticas que han deteriorado las operaciones y por ende la productividad del sector hidrocarburos. Ha prevalecido una gerencia signada por la “lealtad” al proceso revolucionario que al conocimiento técnico y gerencial. Hoy en día, PDVSA padece insuficiencia financiera, endeudamiento, aumento de costos, baja inversión, escaso mantenimiento, sobrecarga de funciones sociales que no le corresponden, exceso de personal, entre otros aspectos desfavorables… PDVSA, ya no es una empresa. Y pensar que llego a estar dentro de las 3 primeras empresas petroleras a nivel mundial. En lo concerniente al área de gas, el 23-09-99, mediante Gaceta Oficial Nro. 36793, se publican las bases para la apertura del negocio de gas mediante la “Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos4”. El 05-06-00, se publica en Gaceta Oficial Extraordinaria Nro. 5471, El Reglamento a la referida Ley. La misma Ley en su artículo 37, contempla la creación de un ente regulador denominado “Ente Nacional del Gas (ENAGAS)”, el cual ha resultado ser una dependencia más del Ministerio de Petróleo y Minería, sin autonomía alguna para cumplir con el mandato de la Ley, como era el de “promover el desarrollo del sector y la competencia en todas las fases de la industria de los hidrocarburos gaseosos. 12 años después de promulgada la Ley no se ha establecido alguna empresa nueva para transportar gas metano por gasoductos y no se ha otorgado ningún permiso para distribuir gas por tubería en las ciudades. Todo se quiere hacer con la empresa de gas estatal, que no tiene los recursos ni la prioridad. 3

Video donde Chávez reconoce que genero la crisis en PDVSA. http://www.youtube.com/watch?v=gquBLs66DE&feature=share&list=UUA_0K-kpCav1QtqL-ZlJNCg 4

Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos https://www.box.com/s/js11v6oppirt6e1ja0ae . Reglamento de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos https://www.box.com/s/ga2uzgl80ov6x9ebgdf6

Después de 11 años de la publicación del marco legal de gas, el gobierno lo ha relegado, producto de la política de intervención estatal. Solo ha permitido una ronda de licencias de gas libre, efectuada en el año 2001. En otras palabras, no se abrió al sector privado las actividades del sector gas. Más aun se estatizaron, las que ya estaban en manos privadas. En el desarrollo del presente documento, analizaremos lo sucedido en estos últimos 14 años, teniendo como referencia base el año 1998, en lo atinente a reservas, producción, procesamiento, infraestructura y comercialización del gas natural a nivel de Venezuela. Así mismo, analizaremos prospectivas nacionales e internacionales de la industria del gas, sin dejar a un lado el impacto que tendrá en un futuro inmediato el gas natural no convencional proveniente de la lutitas de gas (Shale Gas). Cabe señalar que este documento, se puede considerar como una continuación del ya publicado por la Academia de la Ingeniería y el Hábitat en el año 2009, titulado: La Industria del Gas Natural en Venezuela 5.

https://www.box.com/shared/zkk6nq4myh

CAPITULO I LA INDUSTRIA DEL GAS EN VENEZUELA (1998 – 2012) PDVSA Y LA INDUSTRIA DEL GAS Las actividades inherentes a la industria del gas natural en Venezuela, la ejerce el gobierno, casi en su totalidad, a través de PDVSA y sus filiales. PDVSA Gas: Es una empresa constituida en el año 1998 y tiene como objetivo la realización de la exploración y explotación de gas no asociado, compresión, extracción y fraccionamiento de LGN, transporte, distribución y comercialización de gas metano. Las actividades de exploración y producción correspondientes al negocio del gas son ejecutadas por: PDVSA Petróleo (gas asociado), PDVSA Gas (gas no asociado), diversas empresas mixtas de CVP (gas asociado) y Licencias de Gas en tierra y costa afuera (gas no asociado), otorgadas en 2001 y 2007. La compresión del gas y su procesamiento es responsabilidad exclusiva de PDVSA Gas, mientras que la comercialización de sus derivados (metano, etano, LGN y GLP) es realizada entre PDVSA Gas y PDVSA Gas Comunal. La comercialización de LGN en el mercado de exportación la realiza PDVSA Petróleo, en representación de PDVSA Gas. PDVSA Gas Comunal: Creada en diciembre del 2007, y tiene como objetivo la comercialización del GLP y gas metano al sector doméstico, que comprende el transporte desde las fuentes de producción, el almacenamiento y envasado en las plantas de llenado, y la distribución desde estas hasta el consumidor final. Incluye dentro de su cadena de valor, la fabricación y reparación de bombonas, tanques y válvulas. Posee el 70 % (60 de las 86) de las plantas de llenado y comercializa el 74 % del volumen de GLP en el mercado interno. PDVSA recibe los lineamientos de políticas públicas en materia de gas natural del Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería. Así mismo, recibe directrices del Ente Nacional del Gas (ENAGAS 6 ), creado en el año 2000 como un órgano desconcentrado, con autonomía funcional, administrativa, técnica y operativa, adscrito al Ministerio arriba mencionado.

Creado mediante la Ley Organica de Hidrocarburos gaseosos. http://www.enagas.gob.ve/info/organizacion/atribuciones.php

LOS PLANES Desde la creación de PDVSA en 1975, se estableció como actividad principal gerencial la realización de ejercicios de planificación con el objeto de establecer las estrategias de desarrollo de la industria de los hidrocarburos venezolana. El último plan que realizo la “vieja PDVSA” (la nueva PDVSA 7, según el gobierno nace en abril de 2003) fue el correspondiente al periodo 2000 – 2009. La orientación estratégica de este plan contemplaba:         

Centrarse en las actividades modulares de Exploración, Producción, Refinación y Comercio de los hidrocarburos Promover la máxima participación del sector privado en: gas natural, petroquímica, industrialización corrientes de refinerías, orimulsión y carbón Gestión de operaciones seguras y protección del ambiente dentro del marco legal y regulaciones aplicables Producción de 5.8 MBD de petróleo para el año 2008 Desarrollar gas no asociado con participación del sector privado Conformar empresas mixtas de transmisión y distribución para la expansión de la infraestructura y desarrollo del negocio Promover la exportación (Gas natural licuado, Conversión de gas a liquido, Gasoductos ) Producción de 311.5 Mm3 diarios de gas (11GPCD) para el 2008 Incremento de 6.8 GTM anuales la capacidad en procesamiento petroquímico

El plan de gas tenía como corolario: “El sector gas necesita un programa de desarrollo acelerado de proyectos, cuya ejecución exitosa requiere de una asignación acertada de esfuerzos y recursos para el desarrollo del país y aprovechamiento de los mercado… entrar en la era del gas”

Hoy, la actuación de PDVSA está subordinada a los grandes lineamientos del Proyecto Nacional Simón Bolívar y el Primer Plan Socialista (PPS) de Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007 – 2013, traducidos a su vez en objetivos estratégicos por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo, que a su vez fue fortalecido como ente rector de la política energética. Las principales funciones de PDVSA incluyen planificar, coordinar, supervisar y controlar las actividades de sus empresas tanto en Venezuela como en el exterior. Adicionalmente sus actividades también incluyen la promoción o participación en aquellas, dirigidas a fomentar el desarrollo integral, orgánico y sostenible del país, incluyendo las de carácter agrícola e industrial, elaboración y transformación de bienes y su comercialización, y prestación de servicios, para lograr una adecuada vinculación de los recursos provenientes de los hidrocarburos con la economía venezolana.

La grafica muestra la visión a largo plazo, establecida en el plan 2000 – 2009, de la industria del gas en Venezuela, el cual tenía como marco jurídico la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. En esta visión, la gran mayoría de las actividades eran realizadas por terceros. Se exceptuaba, la producción de gas asociado. De hecho el artículo 2, de dicha Ley establece: “Las actividades de exploración en las áreas indicadas en el artículo 1, en busca de yacimientos de hidrocarburos gaseosos no asociados y la explotación de tales yacimientos; así como la recolección, almacenamiento y utilización tanto del gas natural no asociado proveniente de dicha explotación, como del gas que se produce asociado con el petróleo u otros fósiles; el procesamiento, industrialización, transporte, distribución, comercio interior y exterior de dichos gases, se rigen por la presente Ley y pueden ser ejercidas por el Estado directamente o mediante entes de su propiedad o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado, en los términos establecidos en esta Ley. Queda igualmente comprendido en el ámbito de esta Ley, lo referente a los hidrocarburos líquidos y a los componentes no hidrocarburados contenidos en los hidrocarburos gaseosos, así como el gas proveniente del proceso de refinación del petróleo”. La nueva PDVSA, como acción prioritaria, traza como estrategia la adecuación de los planes vigentes dentro de la nueva filosofía de participación e inherencia plena del estado en los asuntos petroleros. Es en el año 2005, cuando PDVSA lanza un nuevo plan, el cual es denominado “Siembra Petrolera” para el periodo 2006 2012. Otro de los grandes cambios organizacionales ocurridos en la industria de los hidrocarburos es el nombramiento de Rafael Ramírez como Ministro de Energía y Petróleo (2002) y luego Presidente de PDVSA (2004), ocupando ambos cargos hasta la fecha. 12

El Plan Siembra Petrolera8 tiene, entre otras, la siguiente orientación estratégica: 

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Mejorar la composición de la base de recursos incorporando nuevas reservas por exploración, estudios integrados y análisis de certificación (Proyecto Magna Reserva) Desarrollar integralmente la Faja del Orinoco alineado con el desarrollo de gas no asociado, ambos con posibilidades de exportaciones a mercados no tradicionales en el contexto geopolítico internacional. Soportar los crecimientos en el consumo de energía eléctrica con desarrollos propios para proteger esta energía primaria a nivel nacional. Posicionar a PDVSA como empresa líder en seguridad, higiene y ambiente a nivel mundial Utilizar el petróleo como factor de democratización de capital para alcanzar la equidad social Producción de 5.8 MBD de petróleo para el 2012 Producción de 311.5 Mm3 diarios de gas (11GPCD) para el 2012 Nueva capacidad adicional de refinación nacional de 500 kBD para el 2010

De lo anterior podemos inferir que el Plan Siembra Petrolera (PSP) es similar al Plan 2000 – 2009 en cuanto a metas volumétricas e infraestructura a desarrollar. La gran diferencia estriba en que el PSP está enfocado en la eliminación de toda participación privada y el uso del petróleo como soporte social y arma geopolítica, todo consonó con las bases fundamentales de la filosofía del Socialismo del Siglo XXI. De allí la creación de las empresas mixtas, el no desarrollo del sector gas, la expropiación de empresas de servicios conexas con las actividades de PDVSA, la participación de PDVSA en actividades no medulares, firmas de convenios especiales y creación de empresas para la “comercialización” de los hidrocarburos con países ideológicamente afines. El resultado negativo para el país, es que hoy tenemos una PDVSA disminuida técnica y financieramente. Las metas volumétricas están muy lejos de alcanzar. Una producción de petróleo del orden de los 2.3 MBD; una de gas de 198.2 Mm3 diarios de gas (7 GPCD) e importación de productos refinados, de gas y de electricidad para paliar el déficit de estos en el mercado interno y honrar compromisos internacionales.

Presentación Plan Siembra Petrolera http://www.slideshare.net/energia/plan-siembra-petrolera20062012-pdvsa

RECURSOS Y RESERVAS DE GAS En virtud de la dificultad cada vez mayor para la localización de yacimientos de hidrocarburos (gas y petróleo), surge la necesidad de auxiliarse con técnicas indirectas de exploración, como son geofísica, geoquímica e imágenes de satélites, las cuales representan valiosas herramientas, que deben utilizarse en conjunto para lograr exitosas campañas que conduzcan a ubicar áreas prospectivas contentivas de estos yacimientos, susceptibles de ser explotados, denominados recursos prospectivos.

Los recursos prospectivos 9 son utilizados para definir la estrategia exploratoria, y con ello programar las actividades físicas e inversiones dirigidas al descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, que permitan restituir las reservas de los campos actualmente en producción y dar sustentabilidad a la industria de los hidrocarburos en el mediano y largo plazo. Los estudios prospectivos de gas natural, realizados por PDVSA, dan un estimado de 5.04 TMC: De estos, 4.16 TMC (83 %) son gas no asociado. La grafica a continuación muestra el total de recursos de gas natural con que cuenta Venezuela para el año 2012. Los recursos probados o reservas probadas 10 de gas natural se sitúan en 5.56 TMC que representan el 44.2 % del total de los recursos. De estos, 4.74 TMC (85 %) están asociados a petróleo y 0.82 TMC (15 %) corresponden a gas no asociado o libre. El recurso de gas probado asociado al petróleo representa el 67 % del total de recursos de gas asociado. En lo atinente al volumen probado de gas no asociado, este es el 15 % del total de recursos no asociados.

Los Recursos Prospectivos son los volúmenes de petróleo que se estima, en una fecha dada, serán potencialmente recuperables de los reservorios no descubiertos. 10

Recursos Probados: Estas se definen como, "Aquellas cantidades de hidrocarburos que, por análisis geológicos y los datos de ingeniería, pueden estimarse con razonable certeza que serán recuperables comercialmente, de una fecha dada hacia adelante, de yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas actuales, siguiendo métodos operacionales en práctica y regulaciones gubernamentales vigentes. . . Si se usan métodos determinísticos para los cálculos, el término razonable certeza expresa un grado alto de confianza que las cantidades calculadas se recuperarán. Si se usan métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 90% de probabilidad que las cantidades reales recuperables serán iguales o excederán los estimados.

Los recursos probables11 se sitúan en 1.02 TMC que representan el 8.1 % del total de los recursos. De estos, 0.82 TMC (80 %) están asociados a petróleo y 0.20 TMC (20 %) corresponden a gas libre. Los 0.82 TMC, representan el 12 % del total de recursos de gas asociado. El volumen de 0.20 TMC son el 4 % del total no asociado. Los recursos posibles 12 se estiman en 0.96 TMC, que representan el 7.7 % del total de los recursos. De estos, 0.65 TMC (68 %) están asociados a petróleo y 11

Recursos probables: Esta categoría incluye, "Aquellas reservas no probadas que los análisis geológicos y los datos de ingeniería sugieren que es muy probable que no sean comercialmente recuperables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un 50% de probabilidad que las cantidades reales a recuperar, igualarán o excederán las reservas probadas más las reservas probables." 12

Recursos posibles: Según las nuevas definiciones estas serán, "Aquellas reservas no probadas que los análisis geológicos y los datos de ingeniería sugieren que serán posiblemente menos recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando se usan los métodos probabilísticos, debe existir por lo menos un 10% de probabilidad que por lo menos las cantidades reales a recuperar serán iguales o excederán las reservas probadas más las probables más las posibles estimadas."

0.21TMC (32 %) corresponden a gas no asociado. Los 0.65 TMC, representan el 9 % de todos los recursos de gas asociados. El volumen de 0.21 TMC son el 4 % del total de recursos no asociados. El total de recursos de gas natural alcanzan los 12.58 TMC (444 TPC). De estos, 5.56 TMC (44.0 %) son probados; 1.02 TMC (8.1 %) son probables; 0.96 TMC (7.7 %) son posibles y 5.04 TCM (40.2 %) son prospectivos. En cuanto a la naturaleza de los recursos, de los 12.56 TMC, están asociados a petróleo 7.09 TMC (56 %), y 5.49 TMC (44 %) son de gas no asociado o gas libre. En cuanto a los recursos prospectivos de gas no asociado, el 50 % se ubican en la Plataforma Continental y el otro 50 % en costa afuera. Una vez publicada la Ley de Hidrocarburos Gaseosos y su Reglamento, PDVSA se dio a la tarea de licitar áreas en tierra y costa afuera con el objeto de realizar la exploración y explotación de gas no asociado, y aumentar así la potencialidad de este. A la fecha se han otorgado 21 licencias para la exploración y explotación de gas no asociado, y son las mostradas en la Tabla a continuación. La licencia Yucal-Placer, está en operación desde julio de 2002, por la empresa YPERGAS con una producción de 2.83 Mm3 (100 MPC). Hay planes para elevar la producción hasta 8.49 Mm3 (300 MPC). La licencia de Barrancas es operada por PDVSA con una producción de 0.57 Mm3 (20 MPC) La licencia Cardón IV, es la más adelantada de todas las demás, operado por ENI y planifica su primera producción de 2.83 Mm3 (100 MPC) para mediados del 2014. Las licencias Cardón III (Chevron) y Moruy II (Teikoku) fueron regresadas a la nación debido a su baja comercialidad de los recursos encontrados. Las licencias Urumaco (Gazprom), han replanteado su plan de explotación como consecuencia del poco éxito obtenido. El resto de las licencias siguen la planificación establecida para su explotación y desarrollo en el corto y mediano plazo.

LICENCIAS DE GAS NO ASOCIADO PROYECTO Rafael Urdaneta

Plataforma Deltana

AREA Cardón II Cardón III (1) Cardón IV Urumaco I Urumaco II Urumaco III Moruy II (1) Bloque Bloque Bloque Bloque

OPERADOR Petropars Chevron

SOCIO

ENI Gazprom Gazprom Gazprom Teikoku

Repsol 50%

1 2 3 4

PDVSA Chevron Chevron Statoil

PDVSA 61 % Total 40 %

Delta Caribe

Golfo de Paria Oeste

ENI-PDVSA

ENI 40 %

Tierra

Zamaca Oeste Yucal Placer

PDVSABelorusneft Ypergas

Belorusneft 40%

Tiznado Barbacoas Quiriquire

Pluspetrol Pluspetrol Quiriquire gas Gas Guárico

Copa Macoya Barrancas San Carlos Tinaco Fuente: PDVSA (1)

Total 70%, Repsol 15 %, YPF 10 %, Otepi 5 %

PDVSA 60 %, Repsol 40 % Inpex 70 %, PDVSA 30 %

PDVSA Petrobras Petrobras Elaboración: N. Hernández

Regresado a la nación

La grafica muestra la evolución de las reservas de gas para el periodo 1998 – 2012. Para 1998, Venezuela contaba con 4.02 TMC de reservas probadas de gas. De estas, 3.62 TMC (90 %) corresponden a gas asociado, y 0.40 (10 %) a gas no asociado. En el periodo bajo análisis, se produjeron 0.4 TMC. De estos, 0.38 TMC fueron de gas asociado y 0.02 de gas no asociado. Los volúmenes de gas adicionados en el periodo totalizaron 1.94 TMC. De estos, el 77 % (1.50 TMC) fueron de gas asociados, y el 27 % (0.44 TMC) de gas no asociado. El balance neto sitúa, para el 2012, las reservas totales de gas en 5.56 TMC (196 TPC). De estos, 4.74 TMC (85 %) son de gas asociado al petróleo y 0.82 TMC (15 %) son de gas no asociado o gas libre. De acuerdo con las facilidades de producción, las reservas probadas se clasifican en: desarrolladas13 y no desarrolladas14. Para el 2012, la distribución de las reservas probadas de gas natural de Venezuela de acuerdo a la clasificación indicada arriba se muestra en la tabla a continuación y por cuencas sedimentarias.

Reservas desarrolladas: Son las reservas que se esperan recuperar de los pozos existentes, incluso las reservas “behind pipe” (detrás de la tubería). Las reservas provenientes de recuperación asistida son consideradas desarrolladas sólo después de que el equipo necesario se ha instalado, o cuando los costos para hacerlo sean relativamente menores. 14 Reservas no desarrolladas: Son aquellas que se esperan recuperar de: (1) los nuevos pozos en áreas no perforadas, (2) de profundizar los pozos existentes a un yacimiento diferente, o (3) donde se requiere una inversión relativamente grande para recompletar un pozo existente o (b) construir instalaciones de producción o transporte para proyectos de recuperación primaria o asistida.

Venezuela. Reservas Probadas Desarrolladas de Gas Natural (TMC) Cuenca15 Maracaibo-Falcón Barinas-Apure Oriental Carúpano

Total

Reservas Probadas 1.24 0.01 3.91 0.40

Reservas Desarrolladas 0.219 0.0005 0.890 -

% Desarrollado

5.56

1.110

20.0

17.7 50.0 22.7 -

Fuente: PDVSA 2012 Del total de reservas probadas, solo el 20 % (1.11 TMC) están desarrolladas. En la cuenca Maracaibo – Falcón, este porcentaje es de 17.7 %, y 50 % y 22.7 %, para las cuencas de Barinas – Apure y la cuenca Oriental, respectivamente. Cabe señalar que se debe realizar un gran esfuerzo financiero y técnico para elevar el volumen de las reservas desarrolladas. Tomando el valor 16 promedio internacional de 7.4 dólares por barril de petróleo equivalente, para pasar reservas probadas no desarrolladas a reservas probadas desarrolladas se necesitan invertir 44.2 millardos de dólares para elevar a 2.0 TMC las reservas desarrolladas. La grafica muestra la distribución de las reservas probadas de gas natural en Venezuela para el año 2012. El 14.8 % (0.82 TMC) corresponden a gas no asociado. De estos, 0.1 TMC se encuentran en tierra y 0.72 TMC se ubican en costa afuera. Por otra parte, el 85.2 % del total (4.74 TMC) están asociados a petróleo. 2.29 TMC (41.2 % del total) se encuentran en yacimientos 15

Maracaibo – Falcón (antes Occidental – Zulia) que se extiende a lo largo de los estados Zulia y Falcon. Barinas – Apure (antes Meridional Central, Barinas y Apure) que comprende los estados Barinas y Apure. Oriental que abarca los estados Guárico, Anzoátegui, Monagas y Sucre. Carúpano, incorporada desde el año 2006 y que comprende el norte del estado Sucre y el estado Nueva Esparta 16 7.4 $/BPE = 1.32 $/kPC = 46515 $/ Mm3

de áreas tradicionales y 2.45 TCM (44.0 % del total) están ubicados en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), la cual posee 258.7 millardos de barriles de petróleo. Cabe señalar que el mayor volumen de reservas de gas están ubicadas en el menor volumen de reservas de petróleo, las ubicadas en las áreas tradicionales y que poseen un volumen de 39.0 millardos de barriles de petróleo. La relación gas – petróleo (RGP: Relación del volumen de gas por cada barril de petróleo) para las áreas tradicionales es de 1768 pies cúbicos por barril (50.1 MC por barril). Este valor para la FPO es de 8.06 MC por barril (285 PC por barril). A nivel global, la RGP es de 15.9 MC por barril (562 PC por barril). Lo anterior indica que los crudo FPO poseen poco gas en solución, lo cual implica que para un desarrollo importante de estos, incluyendo su mejoramiento, es necesario que la Faja importe gas. Estudios indican que por cada barril de crudo Faja producido y mejorado, se necesitan 2000 PC (56.6 MC), es decir, que para un millón de barriles diarios se necesitan 2.0 GPC (56.6 MMC) cada día, equivalente a 0.73 TPC (20.7 GMC) No se puede negar que las reservas de gas asociado representan un volumen significante. Sin embargo, es importante indicar el siguiente balance: En las reservas de gas asociado, por normativa internacional, se incluyen los volúmenes de gas inyectado a los yacimientos por medidas de conservación o para aumentar el recobro de petróleo (recuperación secundaria), que en Venezuela totalizan a la fecha 1.04 TMC y no hay certeza de poder ser producidos nuevamente. Por otra parte, los volúmenes de gas asociados a crudos pesados y extra pesados, que por razones históricas de precio y de prioridades de producción de crudo para obtener gas, no han sido desarrolladas en su totalidad, corresponden 2.09 TMC. Si al volumen de reservas de gas asociado, le restamos los volúmenes de inyección y los correspondientes al petróleo pesado y extra pesado, resulta un volumen neto 20

de 1.61 TMC (56.7 TPC). Este volumen (34 % del total) sería el de mayor certeza de producirlo. Como corolario podemos indicar:  

PRODUCCION Y UTILIZACION DE GAS La producción de gas en Venezuela ha estado extremadamente ligada a la producción de petróleo, por las características particulares de las reservas probadas de gas donde un 85 % están asociadas al crudo. En otras palabras, una baja en la producción de petróleo repercute en una disminución en la producción de gas. Básicamente, la producción de gas no asociado esta hoy representada por la producción en el campo Yucal – Placer (estado Guárico) con un promedio de 2.83 Mm3 (100 MPCD) diarios. Durante los últimos 8 años, el periodo 1998 – 2012; la producción de gas se ha estancado alrededor de los 195.4 MMCD (6900 MPCD)

La grafica muestra una comparación de la producción de gas, tomando como base el año 1998, la cual se situó en 170.3 MMCD. Obsérvese como la producción no alcanzo, en el periodo, ni siquiera un incremento del 20 %. Esta situación ha originado un déficit de gas del orden de los 2500 MPCD (70.8 MMCD). La disponibilidad de gas para el año 2012, fue de 204.017 MMCD (7205 MPCD). De estos el 97.2 % (198.2 MMCD) corresponde a producción y el 2.8 % (5.8 MMCD) fue importado de Colombia. Desde el año 2007, Venezuela le compra a Colombia (Ecopetrol y Chevron) 5.7 MMCD (200 MPCD) a través del gasoducto “Antonio Ricaurte”18. Los volúmenes de gas son utilizados para alimentar a las plantas eléctricas del área de Maracaibo y a la Petroquímica El Tablazo.

Las cifras de producción y utilización de gas y sus líquidos son las reflejadas en la Memoria y Cuenta del Ministerio de Petróleo y Energía 18 Gasoducto bidireccional de 224 kilómetros de longitud que parte del campo Ballenas en Colombia y llega a Maracaibo (Venezuela)

El precio a boca de pozo de este gas de exportación colombiano esta indexado al valor del precio del Fuel Oíl No. 6 de 1% de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos (Indice Platts). Para el II semestre de 2012, este precio fue de 6.0 $/MBTU. La ecuación siguiente es la utilizada para la determinación del precio del gas colombiano a boca de pozo.

PMRTt = PMRTt-1 * (INDICEt-1 / INDICEt-2) Donde: PMR t = Precio Máximo Regulado que regirá durante el semestre siguiente (t), expresado en dólares por millón de BTU (US$/MBTU). PMR t-1 = Precio Máximo Regulado del semestre anterior (t-1). INDICE

t-1

= Promedio aritmético del índice en el semestre anterior (t-1).

INDICE t-2 = Promedio aritmético del índice en el semestre precedente al anterior INDICE = precio del Fuel Oíl No. 6 de 1% de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos (Indice Platts). El contrato original estipulaba el envió de gas desde Colombia hasta el 2012, y luego se revertía el flujo para que Venezuela enviara gas a Colombia hasta el año 2027. Sin embargo, motivado al retraso del desarrollo de gas en Venezuela, el suministro colombiano se extendió hasta el año 2014. A continuación lo concerniente al uso del gas natural en Venezuela. El gas natural tiene diversos usos en los sectores petrolero, industrial, comercial y residencial, así como también para el transporte de pasajeros y la generación eléctrica. Ofrece amplias ventajas en el ahorro energético y en procesos industriales que requieren de ambientes limpios, procesos controlados y combustibles altamente eficientes. La grafica a continuación muestra la distribución de la disponibilidad de gas natural para el año 2012. Fueron dirigidos al sector petrolero el 76.3 % (162.2 MMCD) del total disponible. De estos: 

93.4 MMCD fueron inyectados a los yacimientos de petróleo con fines de recuperación secundaria. 23

  

32.8 MMCD se utilizaron como combustibles en las diferentes actividades, tales como generación de vapor, movimiento de crudo, refinerías, etc. 15.9 MMCD se transformaron en líquidos del gas natural (LGN) en las diferentes plantas de extracción y fraccionamiento para la obtención de propano, butanos, pentanos y gasolina natural. 20.1 MMCD fueron arrojados a la atmosfera por diferentes razones operacionales. Existiendo un déficit de gas, no luce lógico que este gas no se recupere.

En lo que concierne al uso del gas en el mercado interno, este totalizo 50.6 MMCD (1786 MPCD). De estos: 



18.6 MMCD fueron dirigidos al sector eléctrico para la generación de electricidad en las plantas térmicas. Este sector es el gran consumidor de gas después de la industria petrolera. Actualmente, y por efecto de la baja oferta, este sector presenta una demanda no cubierta de 22.6 MMCD (800 MPCD) de gas, la cual es satisfecha con hidrocarburos líquidos (diesel y fuel oíl) de alto valor de exportación. 12.2 MMCD los utilizo el sector petroquímico en sus diferentes plantas. Este sector también tiene restringida la oferta, lo que repercute en una baja en la obtención de sus productos (fertilizantes, plásticos, CO2, etc.) 24

  



8.0 MMCD fueron consumidos por el sector siderúrgico y de aluminio 2.9 MMCD consumió el sector cemento. Este sector eventualmente usa fuel oíl para sus hornos al no disponer del gas natural. 3.6 MMCD fueron consumidos por el sector doméstico y comercial en las ciudades que poseen suministro de gas por tuberías. (Maracaibo, Caracas, Pto. La Cruz, Barcelona, Cabimas, Lagunillas). Este volumen incluye 0.06 MMCD (2 MPCD) como GNV. 5.3 MMCD dirigidos a las diferentes empresa e industria manufacturera ubicadas en Anzoátegui, Miranda, Dto. Federal, Aragua, Carabobo, Yaracuy, Lara, Zulia y Trujillo.

La grafica muestra la comparación del consumo de gas por diferentes sectores productivos para el periodo 1998 – 2012, tomando 1998 como año base. Con excepción del sector siderúrgico que tuvo un repunte hasta el año 2007, antes de su estatización, todos los demás sectores muestran un consumo por debajo del volumen de 1998, exceptuando al doméstico y eléctrico que han repuntado en los dos últimos años. Esta baja obedece a dos factores básicos: 1) la falta de gas en sectores de alto consumo como el eléctrico y el petroquímico, y 2) la baja actividad económica generalizada en los sectores productivos y de servicios, caracterizado por desempleo masivo, deflación, decreciente uso de recursos y bajo nivel de 25

inversiones, producto de las políticas económicas implantadas por el gobierno en los últimos 14 años. Como corolario podemos mencionar:   

Para el año 2012, la disponibilidad de gas natural está conformada por una producción de 207.5 MMCD, que proviene en un 99 % de yacimientos de petróleo (gas asociado) y por una importación de 5.3 MMCD de Colombia. La producción de gas ha estado estancada en los últimos 6 años, lo cual ha originado un déficit de gas del orden de los 2500 MPCD (70.8 MMCD) El déficit de gas ha incrementado el consumo de combustibles líquidos (diesel y fuel oíl), sobre todo el sector eléctrico. Así mismo, el sector petroquímico ha disminuido su producción por falta de insumos claves que provienen del gas natural.

PRODUCCION DE LIQUIDOS DEL GAS NATURAL (LGN) PDVSA Gas cuenta con una infraestructura para extraer y fraccionar los líquidos del gas natural (LGN) integrada por 12 plantas de extracción (6 en Oriente y 6 en Occidente) y 3 plantas de fraccionamiento (una en Oriente y 2 en Occidente). Las plantas de extracción en oriente son: Planta Santa Barbará, Tren C de Santa Barbará, Tren C de Jusepin, San Joaquín, Tren C de San Joaquín y Refrigeración San Joaquín, con una capacidad total de 100 MMCD. Las de occidentes son: Tia Juana I y II, El Tablazo I y II, Lama Proceso y Lamar Liquido, con una capacidad total de 37.5 MMCD. Las plantas de fraccionamiento son: Jose (oriente) y Bajo Grande y Ule en el occidente. Las capacidades son 190 kBD, 30 kBD y 50 kBD, respectivamente. La capacidad total instalada de procesamiento es de 137.5 MMCD (4855 MPCD) y la de fraccionamiento es de 270 kBD. Adicionalmente, se dispone de 381 Km de poliductos en el oriente del país. Para el año 2012, las operaciones de extracción y procesamiento de LGN alcanzaron un volumen de 124.5 kBD, y se destinaron en los siguientes sectores: 36 MBD fueron destinados al mercado de exportación y 88.5 kBD colocados en el mercado local (40.0 kBD vendidos a terceros y 48.5 kBD de ventas interfiliales).

La grafica muestra la comparación de la producción de LGN para el periodo 1998 – 2012, tomando como base el año 1998. Se observa que la producción siempre ha estado por debajo del volumen de 1998. A partir del año 2006 comienza una declinación que no ha podido ser recuperada, y dentro de las causas están: la baja producción de gas, fallas en las plantas por falta de mantenimiento, fallas eléctricas y disminución de la riqueza del gas. 27

COMERCIALIZACION DE GAS NATURAL Y SUS PRODUCTOS La comercialización del gas y sus productos la realizan entes oficiales y privados. Los rubros comercializados son el metano y los líquidos del gas natural (LGN). Metano PDVSA Gas, obviando lo establecido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos, ejerce el monopolio del transporte, distribución y comercialización del metano. Existe una exigua participación del sector privado en la distribución de gas doméstico en la Gran Caracas, Barcelona, Pto. La Cruz, El Tigre, Valencia, Barquisimeto, Barinas, Cagua, Maturín y La vela de Coro. En Maracaibo y Costa Oriental del Lago de Maracaibo, la distribución la ejercen los Concejos Municipales. PDVSA Gas cuenta con una infraestructura de transmisión y distribución de gas de 5.031 km de tuberías de diferentes diámetros (desde 8” a 36”), a fin de satisfacer los requerimientos de los sectores doméstico, comercial e industrial, siendo los principales sistemas de transporte: Anaco-Barquisimeto; Anaco-Jose/Anaco-Puerto La Cruz; Anaco-Puerto Ordaz; Ulé-Amuay; Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO); Costa-Oeste y Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte. En el año 2012 se incorporaron 521 km de tuberías nuevas, de los cuales, 295 km pertenecen a la completación de la Etapa I del nuevo gasoducto en construcción en la zona oriental del país Gasoducto Nor-oriental G/J José Francisco Bermúdez, Tramo Barbacoa-Cumaná-Margarita); 55 km del Nuevo Lazo Morón-Barquisimeto (ENELBAR IV) para completar la Fase I y 22 km de la Fase II del proyecto, así mismo 13 km del tramo Altagracia (N50) – Guatopo (N-A10), del nuevo gasoducto en construcción Altagracia - Arichuna, de la ampliación del sistema AnacoBarquisimeto; 29 km del nuevo gasoducto Soto- Epa, 37,7 km del nuevo gasoducto tramo West Lejos-Morichal, 34,7 km del nuevo gasoducto tramo Morichal - Mamo, de la ampliación del sistema Anaco - Puerto Ordaz; 2,6 km del ramal de distribución de gas metano hacia la Planta Ezequiel Zamora, 5 km del ramal de distribución de gas metano hacia la Planta Termoeléctrica La Raisa, 1,7 km del ramal de distribución de gas metano hacia la Planta Termoeléctrica El Sitio y 25 km del ramal de distribución de gas metano hacia la Planta San Diego de Cabrutica. Mediante un adecuado manejo, balance y utilización de 73% de la capacidad de esta infraestructura, se logró transmitir y distribuir en forma segura y confiable el gas metano a los diversos sectores conectados a los sistemas de transporte y distribución de gas metano La tarifa del servicio de suministro de gas metano es la sumatoria de: Precio de adquisición del gas (centro de despacho), tarifa de transporte, tarifa de distribución industrial y tarifa de distribución doméstica (en caso de ser aplicable). Cada uno de estos elementos corresponde respectivamente a la valoración del 28

recurso y los servicios de transporte, distribución industrial y distribución doméstica, actividades necesarias para colocar el gas a disposición del usuario. Los precios del gas en los centros de despacho, son fijados por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minas, y son revisados anualmente. En el caso de las tarifas de transporte, distribución industrial y distribución doméstica se fijan conjuntamente por el Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo y el Ministerio del Poder Popular para las Industrias Ligeras y Comercio, previa propuesta del Ente Nacional del Gas. Corresponde al Ente Nacional del Gas, asesorar a los diferentes sujetos de la industria del gas sobre la adecuada aplicación de las fórmulas para el cálculo de los precios y tarifas del gas19. Las personas jurídicas que realicen actividades de sub distribución de gas metano, podrán cobrar, únicamente, a sus clientes industriales, un diferencial adicional de hasta un diez por ciento (10%), sobre el monto de la respectiva tarifa de distribución para la red industrial. En ningún caso este diferencial se cargará en la facturación de consumo de los clientes. La tabla a continuación muestra el precio del gas al consumidor final de acuerdo al ENAGAS20 para el 2013. Se tomaron los precios más altos, y se utilizo una tasa de cambio de 6.3 Bs por dólar.

Centro de Despacho Transporte primario Trans. Secundario Distribución TOTAL

2013. Precio Gas al Consumidor Final (Bs/MC) Domest/Comer Industrial Petroquímico 0.02655 0.05501 0.03948 0.0280 0.05753 0.05753 0.00607 0.00682 0.00682 0.1745 0.23514 0.11938 0.10385

Precios: Según resolución del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo Nro 018 de fecha 08/02/2006 publicada en gaceta oficial Nro 38401 de fecha 20/03/2006. Tarifas: Según resolución conjunta de los Ministerios del Poder Popular para la Energía y Petróleo e Industrias Ligeras y Comercio Nros DM/139 y DM/019 de fecha 20/02/2006 publicada en gaceta oficial Nro 38386 de fecha 23/02/2006 20 http://www.enagas.gob.ve/info/areasimportancia/preciosytarifas.php

Centro de Despacho Transporte primario Trans. Secundario Distribución TOTAL

2013. Precio Gas al Consumidor Final ($/kPC) Domest/Comer Industrial Petroquímico 0.12 0.25 0.18 0.13 0.26 0.26 0.03 0.03 0.03 0.78 1.06 0.54 0.47

AutoGas (Gas Automotor) Proyecto desarrollado por PDVSA, y cuyo objetivo es disponer en el mercado nacional de un combustible alterno para el uso automotor que permita liberar combustible líquido (gasolina) de elevado costo de producción y gran valor comercial, el cual podría ser exportado generando ingresos extras a la nación, contribuyendo con la reducción de las emisiones de gases que causan el efecto invernadero. El 31 de octubre de 2007 se establece en la Gaceta Oficial Nro. 38.800 la implementa ción obligatoria del programa del gas natural vehicular (GNV) AutoGas. Por otro lado, en el artículo 6 publicado en la Gaceta Oficial Nro. 39.181 el 19 de mayo de 2009 establece el inicio de la comercialización en Venezuela tal como sigue: “A partir del (1) primero de abril del año 2009 las empresas ensambladoras, fabricantes, importadoras, y comercializadores de vehículos automotores deberán 30

disponer para su venta los vehículos con el Sistema de GNV en motores a gasolina o dedicados a GNV…” El proyecto estipulaba la conversión de 500 mil vehículos para el 2012. A la fecha solo se ha logrado el 37 % de esa meta, es decir, 185 mil vehículos. En lo concerniente a las estaciones de servicios o puntos de expendio se esperaba que para el 2009 existieran 350 de estos puntos. Para el 2012, solo habían 265 (76 %) en todo el territorio nacional. Tomando como base las estimaciones de FAVENPA, para el 2011, Venezuela contaba con un parque automotor de 4 millones de vehículos. Cálculos de PDVSA indican que si 1/3 de ese parque consumiera gas natural (metano) se liberarían unos 38 kBD de gasolina, minimizando el impacto del alto subsidio21 que tiene la gasolina en el mercado interno. Uno de los grandes obstáculos para alcanzar el éxito del AutoGas, sobre todo en vehículos particulares, es el bajo precio de la gasolina. La grafica presenta los kilómetros a recorrer por un vehículo anualmente en función del precio de la gasolina para cancelar el kit de conversión (2000 dólares). Se observa que al precio actual de 0.016 $/litro es necesario recorrer 2.3 millones de kilómetros, distancia no alcanzable durante la vida operativa de un vehículo. De allí que PDVSA haya decidido regalar el kit y el suministro de gas, pero aun con esta “regalía”, el AutoGas no termina de arrancar. GLP En el año 2007, PDVSA crea la empresa PDVSA Gas Comunal, la cual tiene como objetivo el asegurar un servicio eficiente de suministro de GLP y gas metano al sector domestico con precios justos, y con la participación de los consejos comunales a lo largo de de todas las fases del negocio. Los precios22 vigentes para el GLP datan desde junio de 2004 (Gaceta Oficial Nro. 38750). Las bombonas de gas tienen precios de Bs 3.7 (0.59 $) la de 10 kilos, Bs 6.7 (1.06 $), la de 18 kilos, y Bs 16.0 (2.54 $) el cilindro de 43 kilos y a granel en estado liquido 0.1879 Bs/litro (0.03 $/litro = 1.27 $/MBTU) 23. Si comparamos el precio del gas metano para el sector domestico, indicado anteriormente, de 1.06 $/MBTU con el precio del GLP de 1.27 $/MBTU, tenemos que el GLP es 20 % más caro que el gas. 21

http://plumacandente.blogspot.com/2013/03/el-subsidio-de-la-gasolina-en-venezuela.html

Precios de metano y GLP: http://www.tsj.gov.ve/gaceta/enero/050104/050104-37850-13.html Un barril de GLP = 3.5 MBTU. Un barril de gasolina = 5.2 MBTU

Por otra parte, el proyecto AutoGas también está empleando el GLP como combustible automotor. Actualmente, el precio de la gasolina es de 0.016 $/litro y el del GLP es de 0.03 $/litro. Es decir, el GLP es 88 % más caro que la gasolina.

Al cierre del año 2012, PDVSA Gas Comunal tiene 60 plantas de las 86 plantas de llenado existentes a nivel nacional que incluye la ocupación de dos empresas (Servigas y Duragas), igualmente suministró un total de 42 MBD a nivel nación, de los cuales 35.45 MBD (86%) corresponden a PDVSA Gas Comunal y 6.25 MBD (14%) al sector privado, es importante señalar que la empresa tiene el control del 100% de esta actividad, debido al pago del servicio de Transporte de GLP, a través de la política de Contratación de Servicios emanada por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo y Minería desde el año 2008. En el año 2012 se incrementó en 5% la distribución de GLP con respecto al año 2011 que fue de 40 MBD. Se han reparado y fabricado un total de 446.536 bombonas de distintas capacidades (10, 18, 27, 43 kg) y 463 tanques de diferentes capacidades. A la fecha se han vendido un total de 135.969 instalaciones de bombonas a un precio justo y beneficiando a un total de 110.379 familias venezolanas. Como corolario podemos indicar que: 32

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PDVSA Gas ejerce un monopolio en la comercialización del gas metano, condición contraria a lo que establece la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos referente a una apertura a la participación del sector privado Autogas un proyecto atrasado en todas sus fases La comercialización del GLP está en manos de PDVSA Gas Comunal y el sector privado, el cual participa en menor cuantía Es necesario e impostergable el ajuste del precio del gas metano y el del GLP

PROYECTOS MAYORES DE GAS Gas Anaco Tiene como objetivo la construcción de 5 centros operativos con capacidad de recolectar, comprimir y transferir una producción de 72.5 MMCD (2559 MPCD) de gas y 34.55 kBD de petróleo liviano, con la finalidad de manejar en forma confiable y segura la producción de gas y petróleo de los campos San Joaquín, Santa Rosa y Zapato Mata R, como parte de la Fase I; y Santa Ana y Aguasay como parte de la Fase II, todo en el estado Anzoátegui. Además, se contempla la construcción de la infraestructura para interconectar los centros operativos del proyecto y la sala de control de producción Gas Anaco, con la finalidad de efectuar monitoreo, manejo de alarmas, tendencia histórica de variables, simulaciones de producción, pruebas de pozos y manejo de activos. La inversión total estimada es de 2741 M$, y se estima que el proyecto culmine en el año 2016. Gas San Tomé Consiste en la construcción de la infraestructura de superficie requerida para manejar un potencial máximo establecido de 17 MMCD (600 MMPCD) de gas, 30 kBD de petróleo, 21 kBD de agua, y apalancar el desarrollo social del área e impulsar el progreso endógeno en el sur del estado Anzoátegui. Este proyecto contempla lo siguiente: La construcción y adecuación de 38 estaciones de flujo, 8 estaciones de descarga, 8 plantas de tratamiento e inyección de agua, 8 plantas compresoras con capacidad para manejar 15.6 MMCD (550 MMPCD), y la construcción de 150 Km del sistema de recolección de gas en baja presión, 180 Km de líneas de flujo y 200 Km de oleoductos. El costo total estimado del proyecto es de 1400 M$, y se estima su culminación total en el cuarto trimestre del 2016. Aumento de la Capacidad de Fraccionamiento Jose Tiene como objetivo el aumento de la capacidad de fraccionamiento de LGN en Jose hasta 250 kBD. Adicionalmente considera la infraestructura para transporte, almacenamiento y despacho de productos (Propano, Iso-Butano, N-Butano, Pentano y Gasolina), así como también, los servicios industriales correspondientes. Contempla la construcción y puesta en marcha de las siguientes instalaciones: - Jose de 110 km de 26” de diámetro. N (50 kBD). 4 Tanques Refrigerados, 2 tanques de propano de 500 mil barriles cada uno y 2 tanques de butanos de 100 mil barriles cada uno. mil barriles . 34

La inversión total estimada es de 651 M$ y se estima que el proyecto culmine en el año 2015. Soto I El proyecto tiene como objetivo la instalación de una planta modular de extracción profunda de LGN y los Servicios Auxiliares del Módulo I y II, con capacidad para procesar 5.7 MMCD (200 MPCD) de gas y producir 15 kBD de LGN, así como también, la construcción de un Poliducto de 10’’ para transportar LGN desde Soto hasta San Joaquín y la infraestructura eléctrica que garantice la autosuficiencia eléctrica de la planta, garantizando con su operación, el aprovechamiento de las corrientes de gas provenientes del área Mayor de Oficina (AMO) y Distrito San Tomé para cumplir con la demanda del mercado interno y el suministro de propano y futura producción de etano a la empresa petroquímica. El proyecto contempla la ejecución de: con capacidad de procesar 5.7 MMCD (200 MPCD). eléctrica a Subestación SOTO Norte. El costo estimado del proyecto es de 400 M$, y se estima su conclusión en el año 2016. IV Tren San Joaquín Consiste en construir las instalaciones de procesos y servicios de una planta de extracción de LGN, que permita el incremento de la capacidad de procesamiento en el área de Anaco en 28.3 MMCD (1000 MPCD) con 98% de recobro de propano y más pesados, generando 50 kBD de LGN y 25.2 MMCD (890 MPCD) de gas residual a los sistemas de transporte de gas al mercado interno, contribuyendo al desarrollo potencial de la industria petrolera y petroquímica del país. El proyecto contempla la ejecución de: xtracción profunda de LGN, con una capacidad de 28.3 MMCD (1000 MPCD), cuyo diseño contempla dos fases: Fase I con 98% de recobro de propano y más pesados, y una producción de 50 kBD de LGN; Fase II, con 98% de recobro de etano y 100 % de recobro de propano y más pesados. planta de extracción San Joaquín. El costo estimado es de 1521 M$, y se estima concluir el proyecto en el año 2015. Complejo Criogénico de Occidente Construcción de un complejo criogénico con una capacidad de procesamiento de gas asociado de 26.9 MMCD (950 MPCD), donde se planteará un nuevo esquema 35

centralizado de extracción de LGN (70.000 BD) con tecnología de punta. Estará constituido al inicio de sus operaciones por dos trenes con capacidad nominal de 13.5 MMCD (475 MPCD) cada uno, que reemplazarán las actuales plantas de extracción ubicadas en las plantas compresoras Tía Juana 2 y 3, y en el Complejo Petroquímico El Tablazo, LGN I y LGN II y Lamar líquido. Asimismo, abarca el suministro confiable de etano (35.000 BD) con las especificaciones requeridas por Pequiven. La inversión es de 2660 M$, y se estima concluirlo en el 2015. Pirital I El proyecto tiene como objetivo ejecutar la construcción y puesta en marcha de una planta de extracción profunda con recobro de etano para la extracción de LGN, con una capacidad de procesamiento de 28.3 MMCD (1000 MPCD) de gas natural y las facilidades de transporte requeridas en Pirital, estado Monagas. El proyecto contempla la ejecución de: 28.3 MMCD (1000 MPCD) con 98% de recobro de etano y más pesados.

La inversión estimada del Proyecto Pirital es 1681 M$, y se estima su conclusión en el año 2016. Interconexión Centro Oriente-Occidente (ICO) El Proyecto ICO tiene como objetivo conectar los sistemas de transmisión de gas natural de la región este y central de La República (Anaco, estado Anzoátegui a Barquisimeto, estado Lara) con el sistema de transmisión en el oeste del país (Ulé, estado Zulia y CRP, estado Falcón), a fin de cubrir la demanda de gas en esa zona occidental del país, expandir la entrega de gas a otras regiones y ciudades dentro de la Nación, y a largo plazo, exportar gas hacia Colombia, Centro y Suramérica. Este proyecto incluye el diseño, ingeniería, procura y construcción de un gasoducto de 300 Km de longitud y 30 a 36” de diámetro; tres plantas compresoras (Morón 54000 Hp, Los Morros 72000 Hp y Altagracia 54000 Hp). La inversión estimada del Proyecto ICO es 891 M$. Se estima su total entrada en operación en el 2015. El gasoducto Antonio Ricaurte Colombia – Venezuela, es un tramo del gasoducto internacional proyectado denominado Trans Caribe. El tramo es propiedad de PDVSA, y el sistema de compresión es de las empresas Chevron y Ecopetrol, dueñas del gas que es extraído del campo la Guajira, operado por Chevron. 36

Para el año 2015, el flujo de este tramo será revertido, es decir, Colombia recibirá gas desde Venezuela. Sistema Nor Oriental de Gas (SINORGAS)24 Contempla la construcción de una infraestructura necesaria para manejar y transportar los volúmenes de gas a producirse en los desarrollos Costa Afuera en la región nororiental del país, desde Güiria hasta los centros de consumo en los estados Sucre, Nueva Esparta y norte de los estados Anzoátegui y Monagas. El costo estimado del Proyecto SINORGAS es de 2162 M$, y tiene planificada su culminación para el año 2015. Sin embargo, el proyecto a partir del 2011 entro en un periodo de recesión, una vez que el proyecto Mariscal Sucre fue diferido hasta nuevo aviso. Mariscal Sucre25 Consiste en la perforación de 36 pozos, la construcción de 2 plataformas de producción, instalación de los sistemas de producción submarino, línea de recolección y sistema de exportación y construcción de las siguientes instalaciones: 563 Km de tuberías marinas; urbanismo, vialidad, muelle de construcción y servicios en el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA); plantas de adecuación y procesamiento de gas PAGMI; generación de energía eléctrica (900 MW en Güiria y 450 MW en Cumaná, estado Sucre); redes de transmisión y distribución eléctrica, para incorporar al mercado interno el gas proveniente de los desarrollos Costa Afuera, en el oriente del país, desarrollando en armonía con el ambiente, 70% de las reservas de gas no asociado y líquidos condensados de los campos Dragón, Patao, Mejillones y Río Caribe, ubicados en el norte de Paria en Costa Afuera, para producir hasta 34 MMCD (1200 MPCD) de gas y 18 kBD de condensado. El proyecto contempla adicionalmente la construcción de la Sede de Macarapana, Puerto de Hierro y los proyectos sociales. El proyecto se despliega en el estado Sucre y zona marítima al norte del mismo, puntualmente en las ciudades: Cumaná (área administrativa), Carúpano (Centro de adiestramiento y base de operación) y Güiria (Base de operaciones). El proyecto tendrá una inversión aproximada de 15.718 M$, y se estima su conclusión en el año 2017. Para finales del 2012, el gobierno prometió 8.5 MMCD (300 MPCD), sin embargo, estos no se han materializado aun.

http://www.slideshare.net/energia/sistema-nor-oriental-gas-presentation

http://www.slideshare.net/energia/proyecto-gnl-venezuela

Plataforma Deltana26 Este Proyecto está inmerso dentro del Proyecto Delta Caribe Oriental y comprende el desarrollo de exploración y explotación de gas no asociado Costa Afuera en un área de 9.441 Km.2 en los cuales, existe reservas de hidrocarburos que se extienden a través de la línea de delimitación entre La República Bolivariana de Venezuela y La República de Trinidad y Tobago. En este sentido, se están desarrollando una serie de proyectos de unificación de yacimientos con el país vecino, con la finalidad de manejar y administrar de manera efectiva y eficiente la exploración y explotación en zonas, en las cuales, existen tales yacimientos compartidos, conforme a lo establecido en el Tratado Marco sobre la Unificación de Yacimientos de Hidrocarburos que se extienden a través de la línea de delimitación firmado el 20 de marzo del año 2007. Para la ejecución de estos proyectos se estima una inversión de 1.800 millones de dólares. Los proyectos asociados a los bloques en los cuales se dividió el área son: 

Bloque 1- Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos entre La República Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Kapok-Dorado)

El Proyecto tiene como finalidad valorar las reservas de gas natural no asociado de los yacimientos del bloque 1 de Costa Afuera Oriental, a través del desarrollo de la infraestructura necesaria para perforar y producir el gas, así como, instalar una planta de gas natural licuado flotante en sitio, a fin de contribuir con el suministro de Gas Metano para Exportación. El Proyecto comenzó en el año 2007 con el proceso de unificación de yacimientos con Trinidad y Tobago. A la fecha, se continúa a la espera por negociación entre ambos países. 

Bloque 2- Proyecto de Unificación de Yacimientos Compartidos

entre La República Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago (Campos Lorán-Manatee) El objetivo es llevar a cabo la explotación de los yacimientos de gas no asociado de los bloques 2 y 3 de La Plataforma Deltana, para su envío a la Planta de GNL I que estará ubicada en Güiria, con el propósito de suplir al mercado interno y a la Planta de GNL para su posterior exportación. Lo anterior está alineado con el objetivo de apalancar el crecimiento y desarrollo de la economía. Es importante resaltar que el bloque 3 no requiere de proyecto de unificación de yacimientos ya que los mismos se encuentran en territorio venezolano. 26

http://www.slideshare.net/energia/proyecto-gas-delta-caribe-oriental



Bloque 3 El bloque 3 de La Plataforma Deltana no requiere unificación por no tener yacimientos compartidos con Trinidad y Tobago, es decir, que los mismos se encuentran del lado de Venezuela. A la fecha en este bloque no se han descubierto reservas comerciales ni se han definido campos.

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Bloque 4 – Proyecto de Unificación de Yacimientos entre La

República Bolivariana de Venezuela y Trinidad y Tobago (Campo Cocuina - Manakin) Este proyecto tiene como objetivo llevar a cabo la explotación del bloque 4 de la Plataforma Deltana para completar los volúmenes del bloque 2 y ser enviados a la futura Planta de GNL I. Proyecto Rafael Urdaneta27 Este proyecto tiene como objetivo el desarrollo de las reservas probadas de gas no asociado del campo Perla perteneciente al Bloque Cardón IV, existente en el lado oeste de la Península de Paraguaná, a unos 60 Km de la costa y frente al Complejo Refinador de Paraguaná, dichas reservas alcanzan en la actualidad 269 GMC (9.5 TPC), donde se prevé un plan de producción, recolección y acondicionamiento de gas en tres fases, como sigue:  Producción de 8.5 MMCD (300 MPCD) en el 2013, mediante la perforación de 6 pozos, colocación de una plataforma HUB y un tren de tratamiento. Este volumen fue diferido para finales del 2014  22.6 MMCD (800 MPCD) de producción para el 2016, con la perforación adicional de 13 pozos y 2° tren de tratamiento  Producción de 34 MMCD (1200 MPCD) en el 2019, con la perforación de siete pozos e instalación de un 3º tren de tratamiento de gas. A partir de esta fase se estima la colocación de trenes de compresión para mantener la presión del yacimiento, extendiendo así el plan de producción. Adicionalmente, se estima una producción asociada de condesando de 50º API, en niveles de 11 y 32 kBD respectivamente, según la fase de producción. Para este gas se ha negociado un precio de 3.69 $/MBTU a boca de pozo.

http://plumacandente.blogspot.com/2009/10/el-descubrimiento-de-gas-en-falcon.html

Golfo de Paria Oeste y Punta Pescador En el año 2010 fue otorgada a las Empresas ENI Venezuela (Italia) y a la CVP una Licencia para exploración y explotación de gas no asociado dentro de las áreas denominadas Punta Pescador y Golfo de Paria Oeste, mediante Resolución N° 088 del 25 de mayo de 2010, dictada por el Ministerio y publicada en la Gaceta Oficial de La República Bolivariana de Venezuela N° 39.438 del 03 de junio del mismo año. El gas natural no asociado producido conforme a esta licencia será destinado a la atención prioritaria de los requerimientos del mercado interno y eventualmente, participar en la alimentación del tercer tren tres de GNL del Proyecto Delta Caribe Oriental. Actualmente se realizan actividades de sísmica para iniciar la fase de perforación de pozos exploratorios. Blanquilla -Tortuga En el año 2009, se firma Memorándum de Entendimiento con las empresas Energías de Portugal (EDP) (antiguo GALP), GAZPROM de Rusia, ENI de Italia y PETRONAS de Malasia. Posteriormente, en el año 2010 culmina el estudio conjunto confirmando la prospectividad del área. A la fecha se continúan las negociaciones entre las partes. Gas Natural Licuado (GNL)28 El objetivo del proyecto GNL se encuentra inmerso dentro del Desarrollo Gasífero Delta Caribe Oriental (GDCO). Durante el año 2011 y por resolución de la Junta Directiva de PDVSA, se consideró solo la implantación de un tren de licuefacción para la exportación de 4.7 millones de toneladas métricas anuales de GNL obtenido a partir del procesamiento de 22.7 MMCD (800 MPCD) de gas natural, proveniente de las áreas de producción Costa Afuera de la Región Oriental (Plataforma Deltana bloque 2-Mejillones-Río Caribe). Con este proyecto, se estaría cubriendo parte de la demanda mundial existente en materia de gas, monetizando de esta manera las reservas de gas certificadas en la Plataforma Deltana. El mercado visualizado para este producto es Europa, Argentina, Cuba, Brasil y Asia. El proyecto se encuentra en la fase de estudio de suelos para la construcción del muelle de despacho. En el 2011 este proyecto fue suspendido por PDVSA por razones de bajos precios internacionales del gas29.

http://www.slideshare.net/energia/proyecto-gnl-venezuela

http://www.americaeconomia.com/negocios-industrias/venezuela-coloca-en-revision-todos-susproyectos-de-gas-natural-licuado

Gasificación Nacional30 El proyecto tiene como objetivo gasificar las zonas pobladas de la República, mediante la instalación de redes de tubería PEAD (polietileno de alta densidad) y líneas internas de acero galvanizado; fortaleciendo las organizaciones del poder popular y favoreciendo el desarrollo comunitario, privilegiando dichas organizaciones (EPS, Consejos Comunales, entre otras); además de aumentar el nivel de calidad de vida de la población, dándole prioridad a las comunidades de menores recursos, garantizando así el suministro continuo de este combustible, generando empleos, estableciendo servicio y tarifas sociales por la construcción de redes de distribución de gas metano, a fin de satisfacer la demanda de estos servicios a los sectores doméstico y comercial, a través de la instalación de 1900 Km de Redes de distribución de Gas Metano con tuberías PEAD y 3940 Km de líneas internas de acero galvanizado para beneficiar 151 mil familias en su primera fase. La meta es beneficiar a 3.3 millones de familias al año 2019, meta que está muy lejos de cumplirse, debido a los diferentes retrasos que ha sufrido el proyecto. Este proyecto tiene una inversión estimada de 6.049 M$. Como corolario podemos indicar lo siguiente:  



Venezuela tiene un conjunto de proyectos estructurantes para producir, procesar, manejar y comercializar los volúmenes de gas (asociado y no asociado) esperados para los próximos 7 años. La inversión estimada de estos proyectos es del orden de los 37 G$, para un volumen de producción de gas de 186.9 MMCD (6600 MPCD), de producción de LGN de 185 kBD y de producción de 4.7 millones de toneladas métricas de GNL y la incorporación de 3.3 millones de familias al consumo de gas metano. Producto del desfase del cumplimiento de los planes, la culminación de estos proyectos está reprogramada dentro del periodo 2015 – 2019.

http://www.slideshare.net/energia/gasificacion-nacional

CAPITULO II PERSPECTIVAS DEL GAS NATURAL MUNDO Las características intrínsecas del gas natural como versatilidad, abundancia, económico y amigable al ambiente (el fósil verde) le han permitido ir ocupando una posición privilegiada dentro de la matriz energética mundial. De allí, que se le denomine como el combustible fósil de la primera mitad del siglo XXI.

La grafica muestra la evolución del consumo energético a nivel mundial para el periodo 1965 – 2005, y una proyección al año 2030 de la empresa Brithis Petroleum (BP). El crecimiento interanual para ese periodo fue de 2.67 %, al pasar de 3750 MTPE a 10755 MTPE. Para este mismo periodo el crecimiento del petróleo, carbón, gas, hidroelectricidad, nuclear y renovables, fue 2.4 %, 1.86 %, 3.66 %, 2.91 %, 12.33 % y 11.71, respectivamente. Dentro de las energías fósiles, es el gas natural quien presenta el mayor crecimiento de 3.66 % interanual, al pasar de 594 MTPE en 1965 a 2498 MTPE en el 2005. 42

La proyección de la demanda al año 2030 se sitúa en 16715 MTPE, es decir, un crecimiento de 5960 MTPE (1.78 % interanual) al compararlo con la demanda del año 2005. La proyección estima un crecimiento interanual para el petróleo de 1.008 %; para el carbón de 1.84 %; para el gas de 2.15 %; para la hidroelectricidad de 2.26 %, para la nuclear de 1.75 % y para las renovables de 9.84 %. Obsérvese que el gas natural mantiene su supremacía de crecimiento dentro de los combustibles fósiles. Recordemos que en un mundo preocupado por el fenómeno de cambio climático, como consecuencia de la emisión de gases de efecto invernadero, principalmente el dióxido de carbono (CO2), el gas natural es el fósil que emite menor cantidad de CO2 al quemarlo. Su emisión es de 87 Kg de CO2 por barril de petróleo equivalente (BPE). Mientras que para el petróleo este valor es de 104, y para el carbón de 157.

Transporte Electricidad Industrial Domest/Comercial

Consumo Mundial de Gas por Sectores (MTPE) 1990 2030 Crecimiento % 2 136 11.13 471 1600 3.10 811 1664 1.81 485 873 1.48

TOTAL

1769

4264

2.22

La tabla mostrada, presenta el consumo de gas en los diferentes sectores que lo utilizan para el año 1990 y la proyección al 2030. Exceptuando el sector transporte, cuyo uso desplaza gasolina, el sector de mayor crecimiento es el de la electricidad con un 3.1 % de crecimiento interanual. Esto obedece a que este sector por presiones ambientales, está sustituyendo el empleo del carbón para generar electricidad. Una de estas presiones es la incorporación en las evaluaciones económicas del costo de la tonelada de CO2 emitida. Hoy este costo está entre 50 y 60 dólares la tonelada, con proyección de 200 dólares dentro de 10 años. Cabe señalar que en este pronóstico de demanda energética de BP, no está incorporado el impacto de los recursos de gas no convencionales provenientes de las lutitas (shale gas), aspecto que se abordara seguidamente.

Gas de Lutitas (shale gas) El desarrollo tecnológico es quien promueve los cambios por los que atraviesa, constantemente, la humanidad. Así vemos lo ocurrido, por ejemplo, en los últimos 15 años en materia de comunicación, donde el internet es quizás su máxima expresión. En línea con lo anterior, en el área de los hidrocarburos, la unión de dos tecnologías mejoradas como son la “Fracturación Hidráulica 31 ” y la “Perforación Horizontal32”, han permitido un salto quántico en cuanto a la explotación de los hidrocarburos (gas y petróleo) existentes en lutitas (shale), lo cual ha originado un reposicionamiento de los distintos actores dentro del esquema energético mundial, donde importadores de hidrocarburos se convertirán en exportadores, y aquellos que hoy exportan perderán importante mercados. Es de señalar que el conocimiento de la presencia de estos hidrocarburos (no convencionales) en este tipo de formación no es reciente. Lo que es reciente es el auge que ha tomado, a nivel mundial, la explotación de estos, y todo gracias al salto tecnológico ya descrito. En el 2007, el World Energy Council (WEC) publica “2007 Survey of Energy Resources”, donde se establecen las reservas mundiales de petróleo de lutitas. En el 2009, el Departamento de Energía de USA, publica el estudio denominado “Modern Shale gas: A Primer”, donde refleja la importancia de esta fuente de energía para los Estados Unidos. Igualmente, En el 2011, la Energy Information Administration (EIA) publica “World Shale Gas Resource”. En el 2012, la Internacional Energy Agency (IEA) publica su “WEO 2012”, donde indica que USA 31

La fracturación hidráulica o fractura hidráulica (comúnmente conocida en inglés como hydraulic fracturing o fracking es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. El procedimiento consiste en la inyección a presión de algún material en el terreno, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y favoreciendo así su salida hacia el exterior. Habitualmente el material inyectado es agua con productos químicos, aunque ocasionalmente se pueden emplear espumas o gases. Ver video (http://youtu.be/VY34PQUiwOQ ) 32

La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal. Si un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de contacto entre el pozo y la formación. Los Pozos Horizontales proveen soluciones óptimas en situaciones específicas donde es necesario: Mejorar la recuperación y el drenaje del yacimiento. Incrementarla producción en yacimientos consolidados. Espaciar y reducir el número de pozos en proyectos de desarrollo y de inyección. Control de problemas de conificación de gas/agua.

será exportador de gas en el 2020, y casi autosuficiente en energía, en términos netos, en el 2035, gracias a la explotación de las shale. Cabe señalar que el mercado global de gas de lutitas no se ha creado aún, pero los hechos indican que a pesar de algunos contratiempos, el interés por este vector energético algo exótico está creciendo en todo el mundo. A continuación el análisis del reacomodo de los países, que influenciara la geopolítica energética, producto de la incorporación de las reservas de hidrocarburos provenientes de las lutitas. La grafica de la próxima página muestra que los recursos de gas provenientes de yacimientos de no lutitas (gas convencional) a nivel mundial, se situaron en el 2011 en 7361 Tera pies cúbicos (TPC = 10 12 pies cúbicos). De estos 6681 TPC (91 % del total) están ubicados en 23 países de los 28 identificados en la grafica. Rusia, lidera esta lista con 1575 TPC, representando el 21 % del total mundial. Le siguen, hasta alcanzar los 10 primeros: Irán (1169 TPC), Qatar (885 TPC), Turkmenistán (859 TPC), USA (300 TPC), Arabia Saudita (288 TPC), Emiratos Árabes (215 TPC), Venezuela (195 TPC), Nigeria (181 TPC) y Argelia (159 TPC). El más reciente a este top 10 es Turkmenistán, que llego por todo lo alto al ocupar el 4to puesto. Las reservas mundiales de gas asociadas a lutitas (gas no convencional) son 6622 TPC, inferiores en un 10 % con respecto a las existentes en yacimientos de no lutitas. China lidera esta clasificación con 1275 TPC, equivalente al 19 % del total. Le siguen hasta alcanzar los 10 primeros: USA (862 TPC), Argentina (774 TPC), México (681 TPC), Sur África (485 TPC), Australia (396 TPC), Canadá (388 TPC), Libia (290 TPC), Argelia (231 TPC) y Brasil (226 TPC). Es de señalar que con excepción de USA, Canadá, Libia y Argelia, el resto de los top 10 son nuevos actores en el mundo del gas natural. Es aquí donde aparecen nuevos países con altas posibilidades de convertirse en exportadores de energía (gas). Destaca Argentina33 con reservas de 3.8 veces superiores a las de Venezuela. Adicionales a los países indicados están Polonia con 187 TPC y Francia con 180 TPC. Al sumar las reservas de gas de no lutitas y de lutitas, cambia el panorama. Los países ordenados de mayor a menor es la indicada en la referida grafica. El total mundial de reservas de gas es de 13983 TPC. De estos, el 53 % se encuentran en yacimientos de no lutitas y el 47 % en reservorios de lutitas. Rusia mantiene el liderazgo con 1575 TPC, equivalente al 11 % del total. Le siguen, para conformar los 10 primeros lugares: China (1383 TPC), Irán (1169 TPC), USA (1162 TPC), 33

Recuérdese aquel famoso Gasoducto del Sur, que saldría de Venezuela. Pues bien, ahora podría ser el Gasoducto del Norte que saliendo de Argentina suministre gas hacia el norte de Latinoamérica .

Qatar (885), Turkmenistán (859), Argentina (786 TPC), México (693 TPC), Australia (529 TPC) y Sur África (485 TPC).

Es de destacar que países como Qatar, Venezuela, Arabia Saudita, Emiratos Árabes, Nigeria y Argelia (todos países OPEP) no forman parte del “top 10” consolidado. Así mismo, China quien nunca había formado parte del “top 10”, ahora con sus reservas de gas de lutitas ocupa el 2do lugar. Así como el carbón fue el principal energético del siglo XIX, el petróleo lo fue en el siglo XX, el gas natural lo será en el siglo XXI. La preponderancia del gas como energético, en el presente siglo, no es al azar. Esto obedece a sus características intrínsecas de ser el fósil más amigable al ambiente, ser versátil como materia prima o combustible, de bajo precio y de abundancia relativa. Esto último se ha materializado con el desarrollo exponencial que ha tenido el gas de lutitas, sobre todo en los Estados Unidos, lo que ha llevado a China a establecer programas de desarrollo para minimizar el uso de carbón en la generación termoeléctrica. De igual manera, Argentina inicia actividades para el desarrollo de sus 786 TPC.

La grafica de arriba muestra una comparación de los 13 primeros países en reservas de hidrocarburos para el año 2000 y el año 2011 . Nótese la reubicación de los países, especialmente Estados Unidos que ocupaba en el 2000 la posición 10, en el 2011 pasa a ocupar el 1er lugar. Es de señalar que las nuevas posiciones en 47

el 2011 se deben, principalmente, a la incorporación de los recursos de hidrocarburos no convencionales provenientes de las lutitas (shale oil y shale gas). A nivel mundial el total de reservas de petróleo paso de 1258 GB en el 2000 a 4479 GB en el 2011, es decir, un crecimiento de 3221 GB. Por su parte, el gas experimento un crecimiento de 1398 GB, al pasar de 893 GB en el año 2000 a 2291 GB en el año 2011. Por otra parte, para el 2011 las reservas de hidrocarburos totalizan 6670 GB. De estos el 66 % es petróleo y 34 % gas. Estos porcentajes para el año 2000, eran 58 % y 42 %, respectivamente. De los 13 países listados en el 2000, 4 de ellos (Kuwait, Nigeria, Libia y Argelia) no aparecen en el listado del 2011. Esas posiciones dejadas vacantes, fueron ocupadas por: China, Turkmenistán, Brasil y Argentina. De los 12 países OPEP (Argelia, Angola, Ecuador, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes y Venezuela) en el listado del 2011 aparecen solo 6 de ellos (Irán, Irak, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes y Venezuela). Mientras que en el listado del año 2000 aparecían 10 países OPEP (Argelia, Irán, Irak, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes y Venezuela). Para el 2011 las reservas OPEP, de petróleo de no lutitas, alcanzaron 1200 GB, equivalente al 72.5 % del total mundial. Al incorporarse las reservas de petróleo de lutitas, dicho porcentaje es de 26.8 % del total mundial que se sitúa en 4479 GB. En cuanto al gas, para el 2011 la OPEP poseía el 48.4 % del total mundial de las reservas provenientes de yacimientos de no lutitas, que se situaron en 7361 TPC. Al agregar las reservas de gas de lutitas, este porcentaje es de 25.4 %, de un total mundial de 13983 TPC. Lo anterior refleja la pérdida de importancia de la OPEP en el mundo energético, al perder participación porcentual en el total de reservas de hidrocarburos a nivel mundial. La aparición del gas y petróleo no convencional dentro del esquema energético mundial, altera la óptica que se tiene, actualmente, sobre la geopolítica energética, donde hay regiones y países que se fortalecen energéticamente, y hay regiones y países que les sucede lo contrario. Como corolario podemos indicar lo siguiente: 

La aparición de los hidrocarburos (gas y petróleo) asociados a lutitas (Shale gas, Shale oíl) impactara fuertemente la geopolítica energética mundial, 48

donde países que antes eran importadores de energía, autosuficientes, convirtiéndose, algunos, en exportadores netos.

serán



Estados Unidos es el 1er país a nivel mundial en reservas de petróleo con un volumen de 2111 GB. De estos, el 99 % (2085 GB) están ubicados en lutitas.



Rusia ocupa el 1er lugar a nivel mundial en reservas de gas con un volumen de 1575 TPC, ubicados en yacimientos no lutiticos.



China, es el 1er país con las mayores reservas de gas asociados a lutitas con 1275 TPC. Ocupa el 2do lugar, después de Rusia, en la clasificación general.



Estados Unidos, ocupa el 1er lugar en reservas de hidrocarburos (petróleo + gas) con 2306 GB. De estos, el 97 % están asociados a lutitas. Rusia, ocupa el 2do lugar con 594 GB, 3.9 veces menor que las reservas de Estados Unidos, lo cual, le otorga una supremacía “cuasi indefinida” en materia de recursos de hidrocarburos.



Las reservas de hidrocarburos al 2011, se sitúan en 6670 GB. De estos, el 59 % (3911 GB) son asociadas a lutitas.



América del Norte es la región que posee las mayores reservas de hidrocarburos con el 39 % (2698 GB) de un total mundial de 6670 GB. DE los 2698 GB, 2428 GB (90 %) están asociados a lutitas



El Medio Oriente, región que tenía en el año 2000 la supremacía de las reservas de hidrocarburos con un 48 % del total mundial, en el año 2011 pasa a ocupar el 2do lugar, con el 21 % (1469 GB) del total mundial, correspondiéndole a los asociados a lutitas 206 GB

Finalmente, debemos estar convencidos que los hidrocarburos de lutitas están aquí para quedarse, y que las fuentes no convencionales de energía jugaran un papel importante en el suministro futuro de esta. El mundo debe entender que la matriz energética mundial cambio, y que existen nuevos actores (países) participando en el mundo energético. El anuncio de la WEC de la autosuficiencia energética de los Estados Unidos, en el mediano plazo, marco el hito o punto de referencia en la evolución de la explotación, desarrollo y comercialización de los hidrocarburos a nivel mundial. Es decir, la geopolítica energética cambio.

VENEZUELA

Venezuela satisface sus requerimientos energéticos básicamente con gas natural, hidroelectricidad e hidrocarburos líquidos. La grafica muestra la evolución de las 3 fuentes primarias, indicadas, para el periodo 1998 – 2012. La política energética establecida indicaba un mayor uso de la hidroelectricidad y gas natural para liberar hidrocarburos líquidos de alto valor de exportación. Pues bien, tal enfoque no se ha cumplido por una baja en la producción de gas (ya comentada), y en el caso de la hidroelectricidad se está usando al máximo, con las limitaciones que esta tiene en cuanto a la disponibilidad de maquinas generadoras de hidroelectricidad. En el caso del gas este ha bajado en volumen y participación al pasar de 33 % (331.0 kBDPE) en el año 1998 a 23 % (303.0 kBDPE) en el 2012. Los hidrocarburos líquidos han pasado de 37 % (374.0 KBDPE) en 1998 a 45 % (600.0 kBDPE) en el año 2012. Esta situación reduce los volúmenes de exportación de estos hidrocarburos con la consecuente reducción de divisas que esto acarrea, sin contar con el alto subsidio que estos tienen en el mercado interno. 50

Para mirar un desarrollo futuro de la industria del gas en Venezuela debemos basarnos en las reservas probadas. En tal sentido, hay que recordar que solo el 14.9 % (0.82 TMC) de las reservas de gas son no asociados, y son las que usualmente soportan los negocios de gas, sobre todo los negocios de exportación de este hidrocarburo. Por otro lado, de las reservas de gas asociadas a petróleo solo 1.62 TMC tienen alta certidumbre de producción para contar con ellas. La grafica a continuación presenta un estimado del volumen de gas producido en función de la mezcla (crudos FPO + otros crudos) de la producción total de petróleo. El eje de las abscisas representa el porcentaje con que participa la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) en el total del petróleo producido. Este volumen de gas se puede considerar como el mínimo a producir bajo las premisas aquí establecidas.

El eje de las ordenadas representa el volumen de gas producido asociado a esa producción de petróleo. Para obtener el volumen de gas se utilizo la RGP promedio de las reservas de gas mencionadas en la página 16. Es decir, no se están considerando métodos de producción que bien podrían aumentar la producción de gas.

De la grafica podemos obtener que para una producción de 4.0 MBD de petróleo con 50 % de esa producción proveniente de la FPO, el volumen a producir de gas es de 129.8 MMCD (4585 MPCD). Para el año 2011, la producción de la FPO fue de 506 kBD (17 % del total de 3.0 MBD), que de acuerdo a la metodología del grafico la producción de gas debió ser de 125.4 MMCD (4430 MPCD). Sin embargo, la producción de gas para ese mismo año alcanzo los 201.7 MMCD (7123 MPCD), lo que indica que 76.3 MMCD (2693 MPCD) provinieron de pozos de alta relación gas petróleo como los del campo Anaco, y de la producción de gas no asociado de Yucal Placer y Barrancas de 2.83 MMCD (100 MPCD) y 0.57 MMCD (20 MPCD), respectivamente. Lo anterior nos indica que por más que se incremente la producción de crudo (la cual tiene un límite por distintos factores, especialmente el mercado), nunca se obtendrá el volumen de gas que necesita el país del tipo asociado, por lo que habrá que recurrir a los volúmenes de gas no asociado.

producción de 339.8 MMCD (12000 MPCD) de gas36.

De acuerdo al Plan de PDVSA 2013 - 2019, para el último año del periodo se estima una producción de 6.0 MBD de petróleo 34 , con un 67 % proveniente de la FPO 35 . Igualmente, para el último año del periodo se estima una

http://sp.rian.ru/economy/20120613/154039842.html

http://www.telesurtv.net/articulos/2012/08/21/chavez-produccion-de-petroleo-en-la-faja-del-orinocosera-de-4-millones-en-seis-anos-9757.html 36

http://www.avn.info.ve/contenido/pdvsa-elevar%C3%A1-producci%C3%B3n-diaria-gas-9214-millonespies-c%C3%BAbicos-2014

El balance de producción de gas para satisfacer la demanda esperada es el mostrado en la grafica anterior. Obsérvese que es necesario recurrir al gas de costa afuera, que para el periodo bajo análisis se consumen 0.16 TMC (5.5 TPC), equivalente al 22 % del total de reservas probadas de gas no asociado costa afuera. Así mismo, es de aclarar que tal producción no contempla exportación de gas. La perspectiva de la demanda de gas está representada en la grafica a continuación.

La demanda de gas pasa de 220.9 MMCD (7.8 GPCD) a 342.6 MMCD (12.1 GPCD), es decir, un crecimiento de 121.7 MMCD (4.3 GPCD), equivalente a un incremento interanual de 6.47 %. En este pronóstico de la demanda se considera que toda la termoelectricidad generada con gas. Es de aclarar que a la fecha, el sector eléctrico presenta déficit de 22.6 MMCD (800 MPCD). Por otra parte, el gas de inyección, incluido el sector petrolero, es quien hace de pivote para tratar de balancear disponibilidad de gas con la demanda.

es un en la

Como corolario podemos mencionar lo siguiente: 53



La demanda energética venezolana se satisface con hidroelectricidad, hidrocarburos líquidos y gas natural, donde el gas debe jugar un rol preponderante con el objeto de liberar hidrocarburos líquidos de alto valor de exportación Los planes de crecimiento en la producción de petróleo están basados en el desarrollo de la FPO, aspecto que debe ser objeto de análisis detallado en función de los pronósticos de demanda y oferta a nivel mundial 37, en donde a la FPO se le da una participación de 1.5 MBD. Con una producción de petróleo de 6.0 MBD (67 % de FPO), hay que recurrir a la producción de gas costa afuera para satisfacer la demanda interna de gas, lo cual limita los negocios de exportación de este hidrocarburo La aparición de las lutitas de gas y lutitas de petróleo en el esquema energético mundial, incidirá fuertemente en el desarrollo de la industria de los hidrocarburos, encontrando a la industria venezolana en el peor momento: planes de desarrollo atrasados, falta de liquidez financiera y falta de personal idóneo.

http://www.bp.com/genericarticle.do?categoryId=2012968&contentId=7066695

VENEZUELA: UNA MIRADA A LA ENERGIA EN EL LARGO PLAZO

El Ing. Nelson Hernández, realizo, en marzo 2013, una prospectiva de la demanda de energía en el mercado interno venezolano para el periodo 2011 – 2040. La grafica superior presenta los resultados obtenidos. A continuación los aspectos más resaltantes de la prospectiva38: 



Luce que las reservas probadas, hoy, de gas presentan ciertas características que muestran incertidumbre en producirlas para satisfacer la demanda proyectada. Se hace necesario jerarquizar los sectores a los cuales va ser dirigida la producción de gas. Proyectos de exportación de gas serian viables, desde el punto de vista volumétrico, si se sacrifican volúmenes de gas al mercado interno o a la Industria Petrolera.

http://plumacandente.blogspot.com/2013/04/venezuela-prospectiva-demanda-de.html



 



Es imprescindible contar cuanto antes con producción de volúmenes de gas costa afuera, de tal manera que complemente la satisfacción de la demanda interna La explotación de la FPO requiere de altos volúmenes de gas. Liberación de este requiere redimensionar sus volúmenes de petróleo a producir, así como la tecnología aplicada, hoy, en la producción y mejoramiento del crudo FPO Liberación de gas en el sector eléctrico se puede lograr mediante la utilización de otros energéticos como: crudo FPO, Orimulsión, Carbón y Coque. 2000 MW con algunos o combinación de estos energéticos liberan 330 MPC de gas El crecimiento en la producción de petróleo está altamente influenciado por los volúmenes a producir en la FPO. Luce que la producción ideal de la FPO estaría entre 1.0 MBD y 1.5 MBD. En lo atinente a las fuentes energéticas per se, tenemos: En el caso base, la demanda total crece de 1220 kBDPE en el año 2005 a 2220 kBDPE, equivalente a un crecimiento de 1000 kBDPE, es decir, un incremento de 1.73 % interanual. En el caso 15%, el crecimiento es de 745 kBDPE, equivalente a un crecimiento interanual de 1.37 %. La participación de cada fuente energética para el año 2005 es el siguiente: Hidrocarburos líquidos con 38 %; Gas con 26 % e Hidroelectricidad con 36 %. Para el caso base y año 2040, la distribución es: 30 % Hidrocarburos Líquidos; 40 % Gas; 25 % Hidroelectricidad y 5 % Renovables. En lo referente al caso 15% y al año 2040, los Hidrocarburos Líquidos participan con 29 %; Gas con 37 %; Hidroelectricidad con 28 % y Renovables con 6 %. Para ambos casos la participación del gas es predominante, lo cual cumple con la premisa establecida.

El análisis por cada fuente de suministro es como sigue: 



En el caso base, el gas natural pasa de 315 kBDPE en el año 2005 a 890 kBDPE en el año 2040, es decir, un crecimiento de 575 kBDPE, equivalente a un crecimiento inter anual de 3.01 %. Para el caso 15% el crecimiento es de 2.46 % inter anual, equivalente a un crecimiento neto de 422 kBDPE. Los hidrocarburos líquidos, en el caso base, pasan de 460 kBDPE en el año 2005 a 665 kBDPE en el año 2040, un crecimiento de 205 kBDPE, equivalente a un crecimiento del 1.06 % interanual. Para el caso 15%, el crecimiento es de 103 kBDPE, asociado a un crecimiento interanual del 1.058 %. 56



La hidroelectricidad para ambos casos pasa de 445 kBDPE en el 2005 a 550 en el año 2040. Es decir, un aumento de 105 kBDPE, equivalente a un aumento de 1.061 % interanual. Las energías renovables (eólica, solar y mini hidráulicas) hacen su aparición en el año 2013 con 3 kBDPE. Alcanzan los 115 kBDPE en el 2040, lo que implica un crecimiento de 112 kBDPE, equivalente al 14.46 % de crecimiento interanual. Exceptuando las energías renovables, el gas natural es quien presenta el mayor crecimiento en el periodo de la prospectiva.

CONCLUSION GENERAL Venezuela posee suficientes recursos de gas natural para transformarse en una potencia gasífera. Sin embargo, la aplicación de políticas populistas y con un errado sentido nacionalista, durante los últimos 40 años, no han permitido su desarrollo con visión de negocio. Para revertir esta situación es primordial e impostergable que: La industria del gas en Venezuela lleve a cabo un programa de desarrollo acelerado de proyectos cuya ejecución exitosa requiere de una asignación acertada de esfuerzos y recursos para el desarrollo del País para el aprovechamiento de los mercados

... ENTRAR EN LA ERA DEL GAS

ABREVIATURAS $/BPE: Dólares por barril de petróleo equivalente BPE: Barril de petróleo equivalente BTU: Unidad de energía inglesa G$: Giga dólares (millardos de dólares) GB: Giga barriles GMC: Giga metros cúbicos GNL: Gas Natural Licuado (metano liquido) GPC: Giga pies cúbicos GPCD: Giga pies cúbicos diarios GTM: Giga toneladas métricas kBD: Miles de barriles diarios kBDPE: Miles de barriles diarios de petróleo equivalente Km: Kilómetros kPC: Miles de pies cúbicos MBD: Millones de barriles diarios MBTU: Millón de BTU MC: Metros cúbicos Mm3 : Millones de metros cúbicos MMC: Millones de metros cúbicos MMCD: Millones de metros cúbicos diarios MPCD: Millones de pies cúbicos diarios MTPE: Millones de toneladas de petróleo equivalente PC: Pies cúbicos PDVSA: Petróleos de Venezuela, S.A. RGP: Relación gas - petróleo TMC: Tera metros cúbicos TPC: Tera pies cúbicos

FACTORES DE CONVERSIÓN Factores de Factores de Conversión

Mil MC de gas Mil PC de gas Barril de GLP Barril de diesel Barril de fuel oil Barril de petr.equiv

Mil MC de gas

Mil PC de gas

Barril de GLP

Barril de diesel

Barril de fuel oil

Barril de petr.equiv.

1,00

35,315

9,09

6,25

5,56

5,58

0,028

1,00

0,26

0,172

0,157

0,164

0,11

3,84

1,00

0,66

0,60

0,63

0,16

5,82

1,52

1,00

0,92

0,96

0,18

6,35

1,65

1,09

1,00

1,04

0,17

6,10

1,59

1,05

0,96

1,00

Nota: El gas a 1.000 Btu/PC = 8.900 kcal/m3 Unidades Básicas Sistema Internacional (SI) BÁSICAS

Unidad

Abrev. DERIVADAS

Unidad

Abrev.

Longitud

metro

Fuerza

Newton

Masa

kilogramo

Energía

Julio

Tiempo

segundo

Potencia

Vatio

Temperatura

Gr. Kelvin

Presión

Pascal

Corriente eléctrica

amperio

Cant. electricidad

Culombio

Cantidad sustancia

mol

Capacidad

Faradio

Intensidad luminosa

candela

Conductividad

Siemens

Angulo plano

radian

rad

Resistencia

Ohmio



Angulo esférico

steradian

Flujo magnético

Weber

Prefijos de Múltiplos y Submúltiplos (SI) Factor

Prefijo

Símbolo

Factor

Prefijo

Símbolo

10+12

tera

10-1

deci

10+9

giga

10-2

centi

10+6

mega

10-3

mili

10+3

kilo

10-6

micro



10+2

hecta

10-9

nano

10+1

deca

10-12

pico

Factores de Conversión entre diferentes Sistemas

Medida

Longitud

Área

Volumen

A:(SI)

(factor)

Conv. Inversa (1/factor)

Mult. X

pie (ft)

30,48

0,033

pulgada (in)

2,54

0,394

yarda (yd)

0,914

1,093

milla (mi)

1,609

0,621

Andstrom (Å)

10-8

10+8

pulg2 (in2)

cm 2

6,452

0,155

pie2 (ft2)

0,093

10,76

acre

0,404

2,475

pie3 (ft 3)

0,028

35,714

cuarto (qt)

dm3

0,946

1,057

galón US(gal)

dm3

3,785

0,264

barril (bbl)

0,159

6,290

Angulo

grado (º)

rad

0,0175

57,295

Masa / peso

libra (lb)

0,4536

2,205

onza (oz)

28,35

0,035

ton.metr. (TM)

10+3

10-3

lb/ft3

kg/m3

16,018

0,062

lb/gal US

kg/m3

119,84

0,0083

lbf

4,448

0,225

kgf

9,806

0,102

dina

10-5

10+5

lbf/in2 (psi)

kPa

6,894

0,145

kg/cm2

kPa

98,04

0,010

atmósfera (atm.)

kPa

101,3

0,0098

bar

kPa

99,776

0,010

mmHg

kPa

0,133

7,5

caloría (cal)

4,187

0,239

ergio (erg)

10-7

10+7

Btu

1,055

0,948

Potencia

hp (horsepower)

0,745

1,341

Viscosidad

poise (P)

Pa.s

0,1

10,0

Densidad

Fuerza

Presión

Energía

BIBLIOGRAFIA Y NETGRAFIA BIBLIOGRAFIA 1. “La Industria del Gas Natural en Venezuela”, Rubén Caro, Diego González, Nelson Hernández, Pedro Machado. Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat. 2009. 2. Informes Anuales de Gestión, PDVSA. 2010-2012 3. Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE). Ministerio de Petróleo y Minería. 1998-2010. 4. Informes Anuales de Gestión, Ministerio de Electricidad. 2010-2012 5. Estadísticas Mundiales de Energía. Brithis Petroleum. 2011 6. “Venezuela. Prospectiva Demanda Energética (2011-2040)”. Nelson Hernández. 2013. 7. “Precio de las Energías Subsidiadas en Venezuela”. Nelson Hernández. 2012. 8. “Fracturada la Seguridad Energética en Venezuela”. Nelson Hernández. 2012. 9. “World Energy Demand at 2040”. Exxon-Mobil. 2012. 10. Líderes en la Explotación de Hidrocarburos en los próximos 20 años. Nelson Hernández. 2012 11. Notas y Estadísticas Propias. Diego González. Varios años. 12. Notas y Estadísticas propias. Nelson Hernández. Varios años. NETGRAFIA 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Blog Gerencia y Energía. http://gerenciayenergia.blogspot.com/ Blog La Pluma Candente. http://plumacandente.blogspot.com/ Energy Information Administration. http://www.eia.gov/ Ministerio de Petróleo y Minería. http://www.menpet.gob.ve/ Ente Nacional del Gas. http://www.enagas.gob.ve/ Petróleos de Venezuela, S.A. http://www.pdvsa.com/ World Energy Council. http://www.worldenergy.org/ Comisión de Regulación de Energía y Gas. http://www.creg.gov.co/html/i_portals/index.php

Colombia.

HOJA DE VIDA DE LOS AUTORES Rubén Alfredo Caro Ingeniero de Petróleo, Universidad Central de Venezuela UCV, 1950; MSc, Pennsylvania State College (EUA), 1950. Fundador y Director de la Escuela de Petróleo de la Universidad Central de Venezuela (UCV). Director del Instituto Tecnológico UCV, Jefe de la Especialidad de Petróleo de Escuela Técnica Industrial de Caracas. Representante del Consejo Nacional de Universidades CNU. Miembro del Consejo Administración del Foninves del Cendes, Fundador, Asociación de Profesores de la UCV. Miembro del Programa de Cooperación, Ministerio de Energía y Minas/ Petróleos de Venezuela/ Universidad Simón Bolívar. Ocupó cargos técnicos y gerenciales en el Ministerio de Fomento, Ministerio de Minas e Hidrocarburos, Instituto Venezolano Petroquímica IVP, Corporación Venezolana del Petróleo y Petróleos de Venezuela PDVSA; así como en la empresa privada. Ha publicado trabajos técnicos en revistas nacionales e internacionales, y asistido a numerosos congresos sobre hidrocarburos en el país y el exterior. Miembro de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat: Sillón XXVIII; Tesorero: 2006-07, 2007-09; y Presidente Comisión Historia de la Ingeniería: 2006-07 Miembro Fundador y Anterior Presidente de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo SVIP, CIV. Orden 27 de Junio, 1ra Clase, 1985. Orden Francisco de Miranda, 1ra Clase, 1998. Orden Andrés Bello, 2da Clase, 1978. Orden Mérito al Trabajo, 1ra Clase, 1988. Premio "Gustavo Inciarte", Asociación Venezolana Procesadores de Gas, 1998. Promociones "Rubén Alfredo Caro": Licenciados en Química, UCV, 1963. Técnicos Petroleros, ETI, 1963 y Técnicos Químicos, ETI, 1968. Premio "Gumersindo Torres" en su única clase, 2005, Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo. Premio Antonio José de Sucre, CIV, 2008. Nelson Hernández Ingeniero de Petróleo de la Universidad del Zulia, 1970. Msc. en Gas y Energía del Institute of Gas Technology, Chicago, Illinois, USA, 1973. Profesor en la Escuela Técnica Industrial “Luís Caballero Mejías”, Universidad Central de Venezuela, Datatec, Colegio Universitario “Francisco de Miranda”, Universidad Metropolitana Prestó servicios durante 29 años en la industria petrolera venezolana, ocupando posiciones gerenciales en el Ministerio de Energía y Minas, Petróleos de Venezuela, S.A., Corpoven y PDVSA Gas. 64

Ha actuado como Asesor en la elaboración del Marco estratégico para el desarrollo del Balance Scorecard en PDVSA GAS; co-elaboración de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y Ley Orgánica de Hidrocarburos; Desarrollo de las Bases Legales y Económicas sobre la participación del sector privado en el área de gas; Elaboración de modelo de jerarquización (Ranking) de empresas energéticas; Asesorias a entes públicos y privados en el uso eficiente y racional de la energía; Determinación de precios y tarifas de los servicios de transporte, distribución y comercialización del gas natural. Ha publicado sus Tesis de Grado “Estudio de la aplicación de diferentes métodos numéricos para la solución de la ecuación de Muskat aplicada a la predicción de yacimientos con diferentes tipos de empuje” y “Simulación de una planta de GNL utilizando Mezcla de Refrigerantes”. Autor del Blog “Gerencia y Energía” y la “Pluma Candente”, del “Calculador de CO2”, Calculo del Factor de Compresibilidad (Z) y Equilibrio Vapor-Liquido, y Calculo del Flujo de Gas en un Gasoducto. Autor de innumerables publicaciones técnicas en presentaciones en foros nacionales e internacionales.

materia de gas y energia, y de

Fue Presidente de la Gas Processors Association - Capítulo Venezuela (AVPG). Miembro de Colegio de Ingenieros de Venezuela, Miembro de la Sociedad Venezolana de Ingenieros de Petróleo, Miembro de la Asociación Venezolana de Procesadores de Gas (AVPG), Miembro de la Comisión de Ambiente y Energía de la Academia Nacional de Ingeniería y Hábitat, Asesor de la Mediana y Pequeña Empresa (2003 – hasta el presente) y Consultor Mayor en Sistemas Integrales de Eficiencia Energética, CMPC, Profesor de Post Grado de la Universidad Metropolitana. Expositor itinerante de foros y conferencias sobre petróleo, energía, ambiente, cambio climático y su impacto en la sociedad moderna.

Venezuela. Produccion y Usos del Gas Natural (Millones de Metros Cúbicos) 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 62168 57062 61878 62941 61982 61027 68295 72306 73471 71621 71950 72246 71357 70416

2012 (b) 77661

Inyectado Arrojado Transf LGN Combustible Total Industria Petrolera

19730 3431 6666 11391

20407 21207 24522 26283 29629 30375 31368 30966 30293 30635 30262 29859 4874 6387 4336 4592 5436 6951 5182 5471 6506 7401 7308 7215 8796 5754 4709 4928 4825 7561 5448 5675 5152 5168 5106 5075 9091 9183 7629 7800 8942 7568 10400 11629 11682 10872 11751 10945

34093 8250 5802 11056

41218 38706 43168 42531 41196 43603 48832 52455 52398 53741 53633 54076 54427 53094

59202

Eléctrico Petroquímico Side/aluminio Cemento Doméstico Manufactura Total M.I.

6646 4589 4083 1282 1189 3163 20950

6770 4424 2946 1075 1313 1933 18459

Producción (a)

19712 3202 6879 8913

5564 3866 3548 1200 1227 2951 18356

5226 6752 6758 5586 5250 5128 5716 3527 5641 6635 5964 5674 3768 4588 4608 3426 4093 4265 4816 4272 4145 4548 4269 4455 4747 4263 4682 4384 5394 5790 5732 5666 4297 2791 2615 2873 1153 1095 1025 870 1116 1081 1086 1061 1021 992 930 982 1135 975 800 844 906 892 1094 781 1133 1137 1137 1292 2680 2739 2913 2314 2702 2696 2629 2574 2079 2067 2015 2046 18710 20410 20786 17424 19463 19851 21073 17880 18317 18170 16930 17322

Prod LGN (kBD) 171,2 177,3 167 178 178,8 (a) Incluye Compra de gas a Colombia desde el 2007 (b) Cifras sujetas a revisión. Fuente: PDVSA, Ministerio de Petróleo y Minería

145,6

162,2

162,8

176,8

171,6

162,1

155,6

147

132,3

124,5