Grupo de Economia da Energia

A indústria do gás natural na Venezuela: analisando a experiência recente

In gás natural on 26/09/2018 at 20:29

Por William Adrian Clavijo

william092018Historicamente, o core business da Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) sempre se concentrou em petróleo. Devido as características dos recursos petrolíferos venezuelanos, na sua maioria de petróleo pesado e ultra pesado, PDVSA e suas empresas associadas precisam destinar mais de 60% do gás natural produzido no país em reinjeção, combustíveis e outras atividades relacionadas com a produção petrolífera [1]. Por esse motivo, além de questões associadas a ideias nacionalistas e às restrições no fluxo de caixa da PDVSA, a estatal nunca encontrou nos recursos de gás natural não associado uma oportunidade de negócio nem pensando no mercado local. De fato, o foco das preocupações com a indústria do gás natural na Venezuela sempre esteve na produção de recursos suficientes para atender a produção de petróleo e satisfazer o consumo nacional em outros setores além do petrolífero.

Essa visão entorno ao gás natural mudou no final da de cada de 1990. Apesar da relutância das visões mais nacionalistas, no final da década de 1990, a administração da PDVSA se propôs o desenvolvimento de indústria do gás natural no país com uma sólida visão estratégica pensada para inserir a Venezuela na era do gás, principalmente, a partir da apertura da indústria para o investimento privado nas áreas com recursos de gás natural não associado. Quase vinte anos depois da formulação desses planos, resulta interessante analisar qual é o real potencial dos recursos de gás natural não associado da Venezuela e, o que foi feito nesse setor até o momento atual.

O potencial de recursos e os planos

De acordo com dados da BP Statistical Review, para final 2017, as reservas provadas de gás natural na Venezuela eram da ordem dos 6,4 Trilhões de Metros Cubicos (TMC) equivalente a 78% das reservas existentes na América do sul e América central. Com essa quantidade de recursos, Venezuela ocupa o segundo lugar com as maiores reservas do continente americano, somente atrás dos Estados Unidos, e o oitavo lugar em escala mundial (WEC, 2016).

O volume das reservas de gás natural encontra-se desigualmente distribuído entre as bacias de Maracaibo-Falcón (23,6%), Barinas-Apure (0,37%), Oriental (68,8%) e Carupano (7%) (PDVSA, 2016). Das reservas provadas totais, 82% encontram-se associadas ao petróleo, e somente 18% (ao redor de 1,1 TMC) são compostas por recursos de gás não associado, localizadas, principalmente, em áreas offshore [2]. Por esse motivo, quase a totalidade da produção de gás natural do país sempre se concentrou em mais de 70% nas áreas de petróleo com gás associado, razão pela qual, a PDVSA nunca teve os incentivos necessários para desenvolver os recursos de gás não associado, que aliás, se encontram localizados em áreas onde a empresa possui pouca experiencia.

No entanto, somente o volume de reservas provadas de gás não associado é superior as reservas dos demais países produtores de gás da região. Também, essas reservas possuem uma localização estratégica para mercados de exportação como a Colômbia e as plantas de liquefação de Trinidad y Tobago. E, adicionalmente, a localização desses recursos encontram-se em águas rasas, implicando riscos menores para seu desenvolvimento.

Consciente do potencial desses recursos, no final de 1990, a administração da PDVSA formulou o plano 2000-2009, tendo entre seus objetivos estratégicos, alavancar a produção e a industrialização do gás natural para satisfazer a demanda interna e tornar a Venezuela um país exportador. Considerando as condições financeiras e o core business da PDVSA, focado em petróleo com ênfase nos recursos da Faja Petrolifera del Orinoco (FPO), o plano estabeleceu abrir a indústria do gás para o investimento privado. Para isso, foi promulgada a lei de Hidrocarbonetos Gasosos de 1999, permitindo a concessão de licenças de exploração e produção de gás não associado e a operação dos demais segmentos da cadeia de produção do gás a agentes privados nacionais e estrangeiros. Adicionalmente, a lei estabeleceu um regime fiscal para as operações de E&P de gás não associado com menores participações governamentais (VENEZUELA, 1999). Nessas condições, o plano 2000-2009 foi lançado tendo as seguintes orientações estratégias para o setor de gás natural:

  • Produção de 5,8 MB diários de petróleo em 2008;
  • Promover a máxima participação do setor privado em: gás natural, petroquímica, industrializações das correntes de refinarias, orimulsión e carvão;
  • Desenvolver gás não associado com participação do setor privado;
  • Conformar empresas mistas de transporte e distribuição para a expansão da infraestrutura e o desenvolvimento do negócio;
  • Promover a exportação (GNL, líquidos de gás natural, gasodutos);
  • Produção da 311,5 Mm3 diários de gás para 2008.

A decisão de abrir a indústria do gás natural ao capital privado, excetuando as áreas de gás associado, foi em decorrência dos imensos custos econômicos do desenvolvimento dessas reservas para o Estado venezuelano. De acordo com Caro e Hernandez (2013), para desenvolver 2,0 TMC de reservas de gás natural é necessário um volume de investimentos de US$ 44,2 bilhões. Nesse contexto, desembolsar essa quantidade de recursos por esforço próprio da PDVSA era uma tarefa virtualmente impossível. Por esse motivo, a administração da empresa estatal estabeleceu como corolário a implementação de um programa de desenvolvimento acelerado de projetos, através da assinação acertada de esforços e recursos orientados ao desenvolvimento do país e o aproveitamento de outros mercados (CARO e HERNANDEZ, 2013) (ver figura 1).

Figura 1. Visão de longo prazo do plano 2000 – 2009

Fonte: PDVSA apud. Caro e Hernandez, 2013.

Em 2005, uma nova administração da PDVSA, com um viés mais nacionalista e estatista, reformulou os planos de 2000 adequando-os dentro da nova filosofia de participação e de ingerência do Estado nos assuntos petrolíferos. Em 2005 foi lançado o plano “Siembra Petrolera” para o período 2006-2012 visando para o setor de gás natural as orientações estratégicas seguintes:

  • Melhorar a composição da base de recursos incorporando novas reservas por exploração, estudos integrados e analises de certificação (Projeto Magna Reserva);
  • Desenvolver integralmente a “Faja Petrolifera del Orinoco” alinhada com o desenvolvimento de gás não associado, ambos com possibilidades de exportação para mercados não tradicionais do contexto geopolítico internacional;
  • Produção de 5,8 MB diários para 2012;
  • Produção de 311,5 Mm3 diários de gás para 2012.

O plano 2005-2012 manteve as metas do plano anterior, mas resgatando o papel do Estado nas operações das distintas etapas da indústria e o uso dos hidrocarbonetos como suporte social e arma geopolítica em concordância com a filosofia do socialismo do século XXI. Para alcançar as metas no segmento de gás natural, uma parte do aumento da produção seria realizada pela PDVSA Petróleo e empresas associadas à estatal nos projetos de petróleo com gás associado. A segunda parte do esforço seria focada no desenvolvimento das áreas de gás não associado. Para isso PDVSA Gás estabeleceu nove projetos principais para serem executados por esforço próprio, através de Joint Ventures ou por empresas privadas, e planejou investimentos de US$ 16 bilhões até 2012 tendo por meta, alavancar a produção de gás natural não associado para a faixa dos 200 MMC/d (ver quadro 1).

Quadro 1. Principais projetos no segmento de gas natural no plano Siembra Petrolera

Projeto

Objetivo

Tipo

Investimento em milhões de US$

Plataforma Deltana Produção de 42 MMC/d

Desenvolvimento Gás

3.810

Mariscal Sucre Produzir 34 MMC/d

Desenvolvimento Gás

2.700

Rafael Urdaneta Produzir 28 MMC/d

Desenvolvimento Gás

2.900

Gas Anaco Produzir 68 MMC/d

Desenvolvimento Gás

2.433

Criogenico de Occidente Extração de 62 mb/d de etano

Processamento

926

Jose 250 Incremento da capacidade de fraccionamento de LGN

Processamento

664

Interconexão centro oriente-ocidente (ICO) Subministro de gás para o ocidente do país

Transporte

530

Sistema Nororiental Gestão do gás natural offshore

Transporte

1.066

Gasificacion Nacional Subministro de gás natural para 2.6 milhões de famílias

Distribuição

2.334

GNV Subministro de gás a 450 mil veículos

Distribuição

921

Fonte: PDVSA apud. Caro e Hernandez, 2013.

Nas áreas onshore, o projeto destaque teve por objetivo a expansão da capacidade de produção dos campos de Anaco, no Estado Anzoategui. A partir do projeto Gas Anaco, esperava-se aumentar a produção dos 42,4 MMC/d para 68 MMC/d entre 2005 y 2007. Entretanto, a novidade dos projetos de gás não associado esteve nas áreas offshore do país, a partir dos quais, PDVSA esperava desenvolver capacidade para produzir 104 MMC/d, por meio dos projetos da Plataforma Deltana, o projeto Mariscal Sucre e o projeto “Rafael Urdaneta (ver figura 1).

Figura 2. Principais projetos de E&P de gás natural não associado em áreas offshore da Venezuela

Fonte: PDVSA 2018.

Adicionalmente, foi projetada expansão da capacidade de processamento do gás natural, assim como, da rede de gasodutos para o transporte e distribuição do energético pelo país. Nesse segmento, foi projetado o Complexo Industrial “Gran Mariscal de Ayacucho” (CIGMA), desenhado para ser construído no Estado Sucre, com objetivo de servir no processo de desenvolvimento e de industrialização do gás natural proveniente dos projetos da costa oriental, como a Plataforma Deltana e Mariscal Sucre. Os volumes de gás natural processado seriam destinados para abastecer os requerimentos do mercado interno e os excedentes seriam exportados como Gás Natural Liquefeito (GNL) (PDVSA, 2006). Dessa forma, a PDVSA estabeleceu um plano ambicioso até 2012.

Os resultados

Na pratica, a administração da PDVSA optou por reafirmar seu papel monopolista nas operações da indústria do gás, evidenciando seu desinteresse em abrir a indústria para a concorrência de agentes privados, mesmo perante a falta de experiencia nas operações de áreas offshore e das restrições de caixa para arcar com os custos desses projetos por ela mesma. Desde o ano 2000, a estatal somente realizou uma rodada de licitação de blocos exploratórios – em 2001 -, deixando a participação de agentes privados sob a discricionariedade da empresa. Até 2012, a estatal somente tinha concedido 21 licenças de E&P para áreas de gás não associado, 9 delas para áreas onshore e 12 para áreas offshore (CARO e HERNANDEZ, 2013).

De acordo com dados da PDVSA, a produção de gás natural aumentou de 170 MMC/d para 224 MMC/d entre 2000 e 2016, representando um crescimento da produção de 24% (ver gráfico 1). No entanto, esse crescimento foi impulsionado, quase totalmente, pelos campos de petróleo com gás associado, operados por PDVSA Petróleo e suas associadas, chegando a aportar mais do 80% do gás natural produzido no país em 2016.

Gráfico 2. Evolução da produção e do consumo de gás natural na Venezuela durante o período 2002 – 2017

Fonte: elaboração própria a partir de dados da PDVSA.

Nas áreas de gás natural não associado, a queda da produção dos projetos em operação, os problemas de fluxo de caixa e os atrasos no desenvolvimento dos projetos planejados, obrigaram a PDVSA a reformular suas metas de produção para 2019. Em 2012, nenhum dos grandes projetos de gás offshore tinha entrado em operação. No caso do projeto gás Anaco, a meta de produção não só não foi atingida, a produção da área que chegou a alcançar os (47 MMC/d) em 2005, caiu de forma sustentada até a faixa dos 18 MMC/d em 2016 (ver quadro 2).

Quadro 2. Metas de produção e resultados das principais áreas de gás natural não associado na Venezuela

Produção de Gás PDVSA (Milhões de Metros Cúbicos por dia)

Meta para 2012

Produção 2016

Terra

PDVSA Gas Anaco

68

19,4

Offshore

Mariscal Sucre

34

0

Plataforma Deltana

42

0

Rafael Urdaneta

28

14,3

Fonte: elaboração própria a partir de PDVSA.

Por outro lado, tal como mostra o gráfico 1, a produção de gás não experimentou um crescimento constante durante o período estudado. De fato, entre 2007 e 2014, a produção experimentou períodos de queda e foi insuficiente para satisfazer a demanda nacional. Essa situação obrigou a Venezuela a importar gás natural da Colômbia através do gasoduto binacional Antonio Ricaurte. O acordo entre os países era que a Colômbia exportaria gás natural até o ano 2015, quando a entrada em operação dos projetos de gás offshore, principalmente o projeto Rafael Urdaneta, permitissem a Venezuela recuperar a autossuficiência e vender o gás excedente para Colômbia.

Em 2015, a primeira fase do projeto Cardon IV, consorcio criado pela ENI e a Repsol, integrante do projeto Rafael Urdaneta, entrou em operação, permitindo adicionar 4 MMC/d ano e 14,3 MMC/d em 2016 (PDVSA, 2015; 2016). A partir desse ano, a Venezuela parou de importar gás natural colombiano e, para conseguir satisfazer o consumo doméstico, vinha substituindo parte do gás que antes era utilizado nas operações da indústria do petróleo, por óleos leves de alto valor de exportação. Essa substituição de recursos, permitiu compensar um déficit de oferta de gás natural de 56 MMC/d (HERNANDEZ, 2016).

Também em 2015, PDVSA assinou um convenio com a empresa Rosneft para constituir uma empresa mista encargada da produção de gás natural do projeto Mariscal Sucre nos campos de patão e mejillones. Inicialmente programado para entrar em operações em 2009, o projeto passou por diferentes propostas de desenvolvimento de parte de empresas internacionais, que não madureceram por causa dos temas relacionados com o preço do gás produzido. Por esse motivo, PDVSA resolveu desenvolver o campo de Dragon com recursos próprios. De acordo com informação da PDVSA, a primeira fase do projeto no campo de Dragon, deveria entrar em operações até 2020, e o gás produzido seria destinado ao mercado de Trinidade e Tobago devido aos elevados custos de produção e transporte até o complexo de Jose, no estado Anzoategui da Venezuela. No entanto, esse convenio foi realizado sem a aprovação da Assembleia Nacional, tal como estabelecido pela constituição da Venezuela.

Reflexões finais

Dessa forma, após a breve analise das últimas duas décadas, pode-se dizer que o balanço dos esforços para desenvolver uma indústria do gás natural na Venezuela, foi negativo. Comparando as metas de 2005 com os dados disponíveis para 2016, pode-se dizer a PDVSA atingiu 72% da meta de produção estabelecida. Esse resultado constitui um dado bastante curiosos, dado que a produção de gás natural, proveniente de áreas de petróleo com gás associado, aumentou durante o mesmo período em que a produção venezuelana de petróleo tem se reduzido para quase um terço do que produzia a começo da década de 2000. No entanto, quando analisadas as metas de alavancagem da produção a partir do desenvolvimento de projetos de gás não associado a petróleo, a meta estabelecida pela PDVSA somente atingiu pouco mais de 7%. Isso sem contar a queda da produção dos campos de Anaco, em quase a metade do que era produzido em 2005.

Para inícios da década de 2000, a antiga administração da PDVSA tinha um bom plano orientado a desenvolver o potencial do gás não associado, uma área que, evidentemente, nunca foi prioridade nos negócios da estatal. Sem fluxo de caixa suficiente e sem a expertise necessária para operar projetos em áreas offshore, o mais sensato era continuar focando no negócio do petróleo e promover a participação privada nos distintos segmentos da cadeia do gás natural.

Em consequência, as metas de produção das áreas de gás não associado, não só não foram atingidas, pois as áreas tradicionais como os campos do distrito de Anaco, apresentaram uma queda constante da produção durante o período analisado. Nesse quadro, o único caso de sucesso ocorreu no projeto Cardon IV, parte integrante do projeto Rafael Urdaneta, no golfo da Venezuela, operado pelo consorcio da ENI e a Respol, e desmontando o viés ideológico negativo sobre a participação privada na indústria de petróleo e gás no país.

Entretanto, no momento atual, as possibilidades de a PDVSA alavancar a produção de natural no país por esforço próprio, estão totalmente descartadas. O colapso econômico do país, a abrupta queda da produção de petróleo e o elevado nível de endividamento da estatal, fazem impossível essa possibilidade.

No entanto, o marco regulatório e fiscal que regula as atividades de E&P de gás não associado oferecem maiores incentivos para a participação de privados no negócio. Em um cenário de recuperação econômica e da indústria petrolífera venezuelana, o aumento da produção de gás e de líquidos de gás proveniente de áreas de gás não associado, impulsionada pela concorrência privada, pode ser de muito benefício, uma vez que o país está tendo que destinar óleos leves de alto valor de exportação, e, até importar esse óleo, para poder satisfazer o consumo interno de gás no país.

Dessa forma, para conseguir abrir a indústria do gás e incentivar a entrada de novos investidores, o país deve avançar na solução de múltiplos problemas de índole politica e econômica que hoje afetam a atração de investimentos para o setor. Nesse sentido, o país precisa trabalhar na estabilização macroeconômica e na recuperação da confiança perdida pelos investidores. Especificamente na indústria do gás, a PDVSA deveria se enfocar no negócio do petróleo e trabalhar para acabar o monopólio natural que exerce no setor de gás natural criando condições para a entrada de novos atores nos seus distintos segmentos.

Referências bibliográficas

BP (2017). BP Statistical Review 2017.

CARO R. e HERNANDEZ N. (2013). Una Mirada a la Industria del Gas Natural en Venezuela (1998 – 2012). Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat. Caracas.

HERNANDEZ, Nelson (2018). PDVSA REMATA EL GAS DESTINADO PARA EL DESARROLLO NACIONAL. Disponível em: https://venezuelaunida.com/pdvsa-remata-el-gas-destinado-para-el-desarrollo-nacional/. Consulta em: 13 de setembro de 2018.

PDVSA (2006). Informe de gestión 2006. Caracas.

_____ (2008). Informe de gestión 2007. Caracas.

_____ (2011). Informe de gestión 2011. Caracas.

_____ (2012). Informe de gestión 2012. Caracas.

_____ (2014). Informe de gestión 2014. Caracas.

_____ (2015). Informe de gestión 2015. Caracas.

_____ (2016). Informe de gestión 2016. Caracas.

_____ (2018). Costa Afuera. Cuadernos de Soberanía Petrolera. Caracas.

Venezuela (1999). Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. Disponível em: http://www.pdvsa.com/images/pdf/marcolegal/LEY_ORGANICA_DE_HIDROCARBUROS_GASEOSOS.pdf. Consulta em 01 de setembro de 2018;

World Energy Council (2018). Venezuela. Disponível em: https://www.worldenergy.org/data/resources/country/venezuela/gas/. Consulta em 02 de setembro de 2018.

Notas

[1] O volume elevado de recursos de petróleo pesado e ultrapassado nas reservas venezuelanas é uma variável de impacto sobre a viabilidade da indústria do gás no país. No caso da FPO, o desenvolvimento dos recursos dessa prolifica área precisam da importação de gás natural de outras bacias sedimentares para conseguir sua produção e seu melhoramento. De acordo com Hernandez (2013), A relação gás – petróleo (RGP: relação de volume de gás natural por cada barril de petróleo) para áreas tradicionais da Venezuela é de 50.1 metros cúbicos por barril, enquanto para a FPO é de 8.06 metros cúbicos por barril. Entretanto, por cada barril de óleo produzido e melhorado na FPO, são necessários 56.6 metros cúbicos, precisando importar 42,04 MC de outras áreas de produção de gás. Por esse motivo, a produção das reservas de gás natural na Venezuela sempre foi pensada para apoiar as operações de produção de óleo.

[2] Das reservas associadas a óleo, somente 33% encontram-se localizadas na área da “faja petrolífera del Orinoco (FPO)”, responsável por 90% das reservas totais de petróleo do país.

Leia outros textos de William A. Clavijo Vitto no Blog Infopetro

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