Introducción

En las últimas semanas hemos tenido noticias muy positivas sobre el renovado interés de los gobiernos de Venezuela y Trinidad y Tobago con respecto al relanzamiento del desarrollo del campo Dragón y la exportación de gas natural al vecino país, luego de la emisión de una licencia por parte de la Oficina de Control de Activos (OFAC) del Departamento del Tesoro de los Estados Unidos a comienzos de año. Este campo se encuentra ubicado en el Golfo de Paria en el Estado Sucre en el noreste de Venezuela y tiene reservas de gas no asociado en el orden de 4.2 billones de pies cúbicos (TCF).

El gas de origen venezolano en el campo Dragón serviría para reiniciar un tren de licuefacción inactivo en las instalaciones de Atlantic LNG en Trinidad y Tobago, para lo cual es necesaria la interconexión gasífera entre las aguas territoriales de ambas naciones a través de un sistema de gasoductos de unos diecisiete kilómetros.  Este país es el mayor exportador de gas natural licuado (LNG – por sus siglas en inglés) de las Américas tras Estados Unidos, con una importante capacidad instalada para convertir el gas natural en LNG, así como en productos petroquímicos y electricidad. Sin embargo, su producción de gas natural ha bajado en los últimos años. No olvidemos que los yacimientos son sistemas que se agotan, por lo cual la producción tiende normalmente a declinar en el tiempo.

Por su parte, Venezuela cuenta con ingentes reservas probadas de gas natural no asociado. Estas reservas pueden ser explotadas bien por el Estado venezolano directamente, por una de sus entidades, o a través de licencias otorgadas a empresas nacionales o foráneas. La Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG)[1] y su Reglamento[2] son los instrumentos fundamentales para desarrollar proyectos de hidrocarburos gaseosos no asociados, los cuales permiten en gran medida la iniciativa privada en actividades aguas arriba y aguas abajo.

En los próximos párrafos haremos algunas breves consideraciones sobre las particularidades y los retos que enfrenta el desarrollo del campo Dragón. Es sin duda una gran oportunidad para ambas naciones y para las empresas del sector energético.

 

El proyecto gasífero Mariscal Sucre

El campo Dragón es parte del proyecto gasífero costa afuera Mariscal Sucre en el Golfo de Paria, junto con los campos Mejillones, Patao y Río Caribe. En los cuatro mencionados campos, la Nación venezolana cuenta con reservas de gas natural equivalentes a 14.3 billones de pies cúbicos, sin mencionar a los condensados. Recordemos que el proyecto Mariscal Sucre comenzó con gran pie hace unas tres décadas cuando las multinacionales Shell, Exxon y Mitsubishi se asociaron con PDVSA (a través de su filial Lagoven) en el llamado Proyecto Cristóbal Colón. Este proyecto fue aprobado por el Congreso Nacional en 1993, bajo el esquema de una asociación estratégica en el marco de la derogada Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos. De acuerdo con el plan inicial del consorcio Lagoven, Exxon, Shell y Mitsubishi se creó a la sociedad mercantil SucreGas para que fungiera de operadora. Lamentablemente, el proyecto fue abandonado por considerarse que no era rentable por los bajos precios del gas en el mercado internacional, dándosele prioridad al desarrollo de los proyectos petroleros en la Faja del Orinoco y en los llamados campos maduros.

Desde la época del proyecto Cristóbal Colón, PDVSA ha tratado de iniciar el desarrollo de estos campos bajo diversas modalidades, sin mayores éxitos. La estrategia actual de PDVSA divide el proyecto Mariscal Sucre en tres partes. Por un lado, Dragón. Por otro lado, Mejillones y Patao. Y el de aparentemente menor potencial geológico, Río Caribe.

La explotación de los campos Mejillones y Patao es objeto de una licencia otorgada a la empresa Rosneft, según el instrumento conferido por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo en el año 2017 y enmendado en 2020[3]. Ahora bien, no tenemos conocimiento de que este proyecto haya logrado tener algún avance concreto. Adicionalmente, entendemos que los activos de Rosneft en Venezuela fueron traspasados a una empresa estatal rusa hace casi tres años. En la referida licencia se establece que el citado Ministerio podrá enviar a la licenciataria una propuesta para la construcción, instalación y uso de infraestructuras comunes con otras licenciatarias u operadoras para la explotación de los hidrocarburos de las áreas del proyecto Mariscal Sucre. De la misma forma, tal propuesta podrá contemplar el transporte de hidrocarburos líquidos que puedan precipitarse a boca de pozo (esto es, condensados) hasta el lugar indicado por el Ejecutivo Nacional.

Ahora bien, la posibilidad de realizar sinergias entre distintas empresas operadoras o licenciatarias, como se infiere del párrafo anterior, no es un tema nuevo en las licencias de gas natural costa afuera. Las licencias otorgadas por el referido Ministerio en los proyectos Rafael Urdaneta y Plataforma Deltana prevén cláusulas de similar alcance y contenido.

 

Las negociaciones entre PDVSA, NGC y Shell y la exportación de gas natural

Las conversaciones para el desarrollo del campo Dragón entre Venezuela y Trinidad y Tobago no son nuevas. PDVSA, The National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) y Shell firmaron una hoja de términos en 2018, luego de unos dos años de negociaciones. Este acuerdo preveía la producción en el campo Dragón, la construcción de un gasoducto hasta la plataforma costa afuera de Hibiscus operada por Shell, y el aprovechamiento de la importante infraestructura de procesamiento de gas ubicada en Point Fortin en el vecino país. Luego de la construcción e instalación de la infraestructura se daría inicio al suministro de gas natural con destino al mercado doméstico trinitario y a una planta gasífera desde donde se preveía comercializarlo al mercado internacional como natural gas licuado (LNG). Por otro lado, en esta negociación inicial una empresa filial de PDVSA sería la encargada de la operación del campo, por lo cual no se requería el otorgamiento de una licencia en los términos previstos en la LOHG. 

Ahora está por verse el resultado de las actuales negociaciones entre los gobiernos de Venezuela y Trinidad y Tobago para confirmar si los términos iniciales del año 2018 serán ratificados o modificados, incluyendo si la empresa Shell sigue interesada en participar u otra empresa privada. Mucho de ello estará sujeto al alcance de la licencia otorgada por la Oficina de Control de Activos (OFAC) a Trinidad y Tobago, cuyo contenido no es del conocimiento público. Entre los asuntos claves por determinar sería identificar a la empresa que tendría las responsabilidades de la operación del campo Dragón, el precio del gas natural, y el mecanismo de financiamiento para las inversiones en infraestructura que deberían realizarse.

En cualquier caso, la legislación venezolana permite el desarrollo de este tipo de proyectos, aunque la LOHG prevé que las actividades del gas natural deben estar dirigidas primordialmente al desarrollo nacional, mediante el aprovechamiento de tales sustancias, como combustibles para uso doméstico o industrial, como materia prima a los fines de su industrialización, y para su eventual exportación en cualquiera de sus fases.

Esta normativa ha dado lugar a que las licencias de gas natural otorgadas por el gobierno venezolano en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta establezcan que para realizar exportaciones de gas natural se requiera la aprobación previa del Ministerio del Poder Popular de Petróleo[4]. Pero lo cierto del caso es que Venezuela dispone de reservas excedentarias de gas natural no asociado para abastecer su mercado interno, sobre todo por la existencia de los campos Perla del Bloque Cardón IV, Mejillones, Patao y Dragón, más el Bloque 2 de la Plataforma Deltana.

Igualmente habría que revisar los requisitos exigidos por la normativa de Trinidad y Tobago para la importación del gas proveniente de Venezuela.

 

La licencia otorgada por la Oficina de Control de Activos (OFAC)

Como dijimos, la Oficina de Control de Activos (OFAC) confirió hace apenas unas semanas una licencia que le permite al Estado trinitario realizar negocios con PDVSA relacionados con el campo Dragón. The National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) sería la entidad del Estado trinitario autorizada por la OFAC por un período de dos años. De las informaciones que se han hecho del conocimiento general no queda claro si Shell estaría autorizada por la OFAC a ser parte en este proyecto.

 Al parecer, esta licencia de la OFAC prohibiría realizar pagos a favor de PDVSA en dinero en efectivo por la venta del gas natural, por lo que las contraprestaciones se tendrían que realizar con la provisión de medicinas y alimentos. Evidentemente, esta última premisa de la licencia podría leerse como un desincentivo para el Gobierno venezolano para llevar adelante este proyecto con el Gobierno trinitario. Por otra parte, un porcentaje del gas natural tendría que exportarse a Jamaica y República Dominicana como un compromiso para garantizar la seguridad energética del área del Caribe.

 

La noción de contrato de interés público nacional y el contrato de compra-venta de gas natural

Como lo previeron ambos gobiernos desde la suscripción de la hoja de términos en 2018, el gas natural que se produzca en el campo Dragón tendría que ser vendido a un tercero en Trinidad y Tobago a través de un contrato de compra-venta o contrato de suministro, cuya naturaleza es esencialmente mercantil. Por tanto, resulta imprescindible revisar la normativa venezolana que pudiere aplicarse a dicho contrato, en particular la normativa relevante sobre el requisito de una aprobación legislativa, además de la normativa común que rige a los contratos mercantiles.

De acuerdo con el Texto Constitucional de 1999[5] una Ley debe expresamente indicar el tipo de  contratos que deben ser sometidos a la aprobación por parte de la Asamblea Nacional. Por ejemplo, el caso de las aprobaciones legislativas previstas en la Ley Orgánica de Hidrocarburos a favor de las empresas mixtas petroleras para la ejecución de actividades primarias[6]. Ahora bien, en cualquier caso, somos del criterio que desde un punto de vista sustantivo los contratos de interés público son aquellos cuyo objeto es determinante para la realización de los fines del Estado, en procura de dar satisfacción a los diversos intereses particulares y coincidentes de la comunidad en general.

Además de la aprobación de los contratos de interés público nacional por parte de la Asamblea Nacional en los casos determinados en la Ley, la Constitución exige que los contratos de interés público municipal, estadal o nacional que vayan a celebrarse con Estados o entidades oficiales extranjeras o con sociedades no domiciliadas en Venezuela, deben someterse a la aprobación de la Asamblea Nacional, sin necesidad de una Ley que lo requiera.

No obstante lo anterior, las sentencias de la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia en los casos: Brigitte Acosta Isasis[7] y Andrés Velásquez y otros[8], de fechas 20 de julio de 2016 y 24 de septiembre de 2002 respectivamente, han restringido ampliamente el concepto de contrato de interés público. En efecto, según esta jurisprudencia del más Alto Tribunal, únicamente aquellos contratos suscritos por la República, los Estados y los Municipios, como personas jurídicas territoriales, son considerados como contratos de interés público.

Por consiguiente, sin entrar a considerar la rigurosidad del análisis expuesto por el Máximo Tribunal, se ha limitado jurisprudencialmente el concepto de contratos de interés público nacional a aquellos contratos celebrados por la República como persona jurídica, con lo cual habría que concluir que la normativa constitucional sobre aprobación de contratos de interés público nacional no le sería aplicable a los contratos suscritos por empresas del Estado, como lo son PDVSA y sus empresas filiales, o bien por una empresa privada como vendedora del gas.

Lo anterior es importante en el caso del contrato de compra-venta de gas natural entre PDVSA, por ejemplo, y una entidad en Trinidad y Tobago, como lo podría ser NGC. Tal contrato no necesitaría en principio de aprobación legislativa de conformidad con la jurisprudencia citada, independientemente de su objeto y transcendencia.

 

Conclusiones

El precio internacional del gas natural, la ausencia de inversiones y de financiamiento, la exigencia de construir la infraestructura, así como las sanciones económicas de Estados Unidos sobre Venezuela, se mencionan como los factores más relevantes que han retrasado el desarrollo del proyecto Mariscal Sucre y otros proyectos de gas natural. Pese a todo, Trinidad y Tobago ha demostrado durante varios años su interés por el gas venezolano. Y por diversas razones, Venezuela no cuenta con una planta de exportación de gas natural licuado (LNG), mientras que Trinidad y Tobago cuenta con una planta de licuefacción con cuatro trenes con capacidad ociosa. Este proyecto pudiera poner a Venezuela en el mapa internacional del negocio del gas natural, sin tener que invertir en costosísimas plantas de licuefacción.

 En tal sentido, será importante ver el resultado de las actuales negociaciones entre ambos países para desarrollar el campo Dragón, a través de sus empresas estatales, PDVSA y NGC, y sus potenciales socios del sector privado. Indudablemente un punto álgido sería la designación de un operador, lo cual estaría sujeto al otorgamiento de una licencia por parte del Ministerio del Poder Popular de Petróleo, si se tratara de una empresa privada como Shell, cuyo rol en el proyecto a la fecha todavía no conocemos. Este operador tendría un cúmulo de tareas importantes que debieran ser plasmadas en un plan de desarrollo, el cual requeriría un trabajo intensivo de ingeniería e inspecciones para verificar la integridad de los pozos existentes, así como la culminación del gasoducto que uniría las instalaciones entre los dos países. Adicionalmente, estas negociaciones tendrían que contemplar aspectos tales como el financiamiento del proyecto, el precio del gas natural y la modalidad de las contraprestaciones.

Según la jurisprudencia de la Sala Constitucional del Tribunal Supremo de Justicia un contrato de suministro de gas natural (contrato de compra-venta) como el que sería necesario celebrar, no requeriría la aprobación de la Asamblea Nacional por cuanto no es una exigencia prevista en ninguna Ley, además de no considerarse un contrato de interés público nacional ya que la República Bolivariana de Venezuela no sería parte del mismo, sino un ente público descentralizado como PDVSA o una empresa filial, o bien una empresa privada.  

A la par de este desarrollo en el noreste de Venezuela, es probable que veamos otras oportunidades de expansión de la industria del gas natural al noroeste de Venezuela, con la exportación de gas a Colombia. En efecto, la empresa colombiana, Ecopetrol, así como las empresas privadas, Energy Transition y Prodata, han recientemente manifestado interés en adquirir y distribuir el gas proveniente de Venezuela. El gasoducto en tierra firme Antonio Ricaurte que conecta a los dos países, inactivo desde 2015 y que probablemente precise de reparaciones mayores, está allí esperando a ser utilizado nuevamente, pero esta vez no con gas de origen colombiano sino con gas de origen venezolano para abastecer al vecino país.

En verdad confiamos en que en poco tiempo Venezuela exporte gas natural en la región. Paralelamente a la exportación del gas natural, el país debe retomar el desarrollo de su sector petroquímico vinculado al gas como materia prima, mediante la producción y exportación de productos terminados tales como úrea, polímeros, amoníaco y metanol.

Para el desarrollo del campo Dragón, quedará a las partes involucradas tomar las decisiones comerciales, financieras y operacionales que lleven al proyecto a un feliz término conforme con las Leyes y regulaciones vigentes, incluyendo la normativa ambiental para la preservación del medio ambiente.

 

[1] Gaceta Oficial N° 36.793 de 23 de septiembre de 1999.

[2] Gaceta Oficial N° 5.471 extraordinario de 5 de junio de 2000.

[3] Gaceta Oficial N° 6.533 extraordinario de 30 de abril de 2020.

[4] Gaceta Oficial N° 38.371 del 2 de febrero de 2006 contentiva de la licencia conferida a Cardón IV, S.A. (Empresa conjunta cuyos accionistas son las multinacionales europeas, Eni y Repsol).

[5] Gaceta Oficial N° 5.908 extraordinario de 19 de febrero de 2009.

[6] Gaceta Oficial N° 38.493 de 4 de agosto de 2006.

[7] Consultada en original.

[8] Consultada en original.