Los sectores eléctrico, siderúrgico, del aluminio, las cementero, comercializadoras, doméstico y petroquímico, están consumiendo la mitad de lo que requieren, pues la demanda actual gira en torno a 2.189 millones de pies cúbicos adicionales.

Caracas. Los planes para gasificar a Venezuela se han convertido en una verdadera entelequia. El déficit, lejos de disminuir ha crecido en los últimos años, al punto de que en los actuales momentos el mercado interno, excluyendo al demandado por la industria petrolera, requiere de más de 2.000 millones de pies cúbicos adicionales (Mmpcd) para satisfacerse, lo que equivaldría a duplicar la producción.

Si se examinan las más recientes cifras publicadas por Petróleos de Venezuela (Pdvsa) en su informe de gestión 2009, se tiene que los sectores eléctrico, siderúrgico, del aluminio, las cementero, comercializadoras, doméstico y petroquímico, están consumiendo la mitad de lo que requieren, pues la demanda actual gira en torno a 2.189 Mmpcd.

Mientras que, de la encuesta de producción nacional, que se ubica en 7.000 millones de pies cúbicos por día, Pdvsa se devora 71%, incluyendo en el cálculo los 180 o ya 200 Mmpcd que envía Colombia al estado Zulia a través del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte.

Las necesidades no cubiertas terminan por ser satisfechas con otro tipo de combustibles líquidos como diesel y/o fueloil, lo que compromete las exportaciones de productos de más valor comercial, señala el analista del entorno eléctrico, Víctor Poleo.

Según reportes de algunos expertos, el sector eléctrico, además del industrial privado, se ha visto en la necesidad de consumir estos carburantes sustitutos a raíz de la crisis eléctrica que no ha concluido.

Las plantas termoeléctricas, solamente están demandando 100.000 barriles adicionales o más, desde que se suscitara la grave situación eléctrica que ha mantenido al país bajo estrictas medidas de racionamiento.

Sin embargo, pese a esta enorme proporción de gas que exige Pdvsa para sus actividades de producción, la disponibilidad de gas le resulta todavía insuficiente.

Fuentes de la industria han señalado que la alicaída producción de crudo en occidente obedece al déficit de gas en la zona, toda vez que la inyección de gas para la recuperación secundaria de pozos no se está haciendo.

La petroquímica, por su parte, es otra de las muestras claras de déficit de gas. Recientemente, analistas familiarizados con el rubro químico y petroquímico señalaron que la estatal Pequiven mantiene una "muy poco variada producción de resinas e insumos para el sector, lo que nos ha llevado a límites de hasta cero de inventarios de materia prima", señaló un consultado.

Panorama. Para Diego González Cruz, ingeniero de petróleo y experto en gas, el panorama del mercado gasífero en Venezuela requiere de acciones rápidas y contundentes, porque los requerimientos no satisfechos van en agresivo crecimiento, y uno de los sectores de mayor cuidado, a su modo de ver, es el eléctrico.

"La generación hidroeléctrica está llegando a su límite técnico y económico, y los avatares del clima y las fallas de mantenimiento de las represas y sus generadores hacen cada vez menos confiables su aporte al sistema eléctrico nacional, independientemente que llueva más o menos", señaló González.

Sostiene que para incrementar la producción de gas en el país hay cuatro opciones:

La primera es reactivar los casi 20.000 pozos cerrados capaces de producir petróleo y gas en las áreas tradicionales (clasificados así oficialmente por el Ministerio de Energía y Petróleo).

La segunda es desarrollar las reservas de gas asociado no desarrolladas que giran en torno a 78% de las reservas oficiales, declaradas en los informes oficiales de Pdvsa.

También hay que desarrollar las reservas de gas libre identificadas en los proyectos Mariscal Sucre y Plataforma Deltana.

Y finalmente, desarrollar las reservas de gas libre que se están encontrando en el Golfo de Venezuela (proyecto Rafael Urdaneta).

Pero según el experto, cualquiera de las cuatro opciones llevaría entre tres y cinco años para materializarse. Por lo que una propuesta razonable de corto plazo, según González, sería construir una planta de regasificación e importar gas de Nigeria y Trinidad Tobago, mientras se materializan las opciones nacionales.

Una planta de regasificación se construye en 11 meses (fast track). Indica el experto que se edificaron exitosamente en México (2), Brasil (2), Chile (2), Argentina, República Dominicana y Puerto Rico; y se construye una en El Salvador para recibir LNG (Líquidos del Gas Natural) de Perú; se planean otra en Argentina y una en Uruguay.

La idea es traer el gas metano licuado desde Trinidad y Tobago en barcos metaneros para ser regasificado en un planta que se construya en el occidente del país, o bien en Falcón o en el estado Zulia, y lanzarlo al sistema de gasoductos nacionales.

Otra opción más costosa, pero también viable que se podría evaluar, pues evita la construcción de la planta de regasificación en tierra, consiste en contratar a un barco metanero que regasifica el gas en sitio.

Trinidad y Tobago, según el ingeniero petrolero, es la mejor opción. Esta nación del Caribe es por los momentos el principal exportador de LNG a Estados Unidos; sin embargo, a partir de 2008 la actividad ha disminuido por el aumento de la producción de las gas shales en el país del Norte, y los contratos comienzan a vencerse.

En cuanto a los precios, el gas tendría que comprarse y venderse a precios internacionales, porque las economías así lo aconsejan, aunque los costos se han reducido en el tiempo.

Desde los más altos precios en 2008, año en el que la cotización del pie cúbico de gas llegó a US$11,32, la contracción de las cotizaciones ha sido sostenida. Hoy, la valoración de cada pie cúbico gira en torno a 4,10 a US$5, según el brazo estadístico de energía de Estados Unidos (EIA).

Occidente sin gas. Actualmente, occidente sufre su peor crisis de gas. Datos de González apuntan a que Pdvsa no recolecta la producción de gas asociado en el Lago de Maracaibo y de la Costa Oriental, asegura el experto que se quema en casi su totalidad.

Pero las proyecciones de cara a 2025 es que sólo la zona de occidente consumirá 30% de la producción nacional (2.200 Mmpcd), sin incluir la demanda de la industria petrolera. Lo que significaría la totalidad de lo que emplea el mercado local en estos momentos.