Introducción

El gas natural licuado (GNL) es gas natural compuesto fundamentalmente por gas metano que ha sido reducido a un estado líquido mediante complejos y costosos procesos industriales de enfriamiento[1]. La licuefacción del gas natural constituye la forma por excelencia para transportarlo por vía marítima desde los centros de procesamiento a los centros de consumo, en los casos en que el transporte por gasoducto no es posible por razones técnicas o económicas. Los mercados de consumidores que están lejos de los centros de procesamiento tienen así acceso al gas natural, por lo cual el GNL es un negocio esencialmente de exportación.

Ahora que el mundo avanza en el camino de la transición energética con el objetivo de eliminar gradualmente las emisiones de carbono a la atmósfera, el GNL está llamado a convertirse en el combustible de origen fósil de esa transición en sustitución del petróleo.

Los buques metaneros equipados con tanques criogénicos transportan el GNL desde países productores como Australia, Estados Unidos, Qatar, Indonesia, Argelia y Trinidad y Tobago a los grandes mercados de consumo situados en Europa, China, India, Corea del Sur y Japón, por mencionar los más importantes. En los terminales de recepción, el GNL se convierte a su estado gaseoso mediante un proceso de regasificación, lo que permite su envío a las empresas de distribución de gas y a las centrales eléctricas.

Venezuela nunca ha desarrollado capacidades de licuefacción, almacenamiento y transporte de gas natural licuado, a pesar de contar con inmensas reservas de gas natural asociado y no asociado al petróleo, aparte de contar con un marco legal que desde finales del siglo pasado permite la participación privada en todas las actividades relacionadas con el gas libre (gas no asociado) con fundamento en la normativa de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos[2].

En este breve ensayo esbozaremos algunas ideas sobre los proyectos de gas natural licuado (GNL), cuyas características difieren en gran medida de los proyectos petroleros, aunque las empresas de energía participan en unos y otros. Tenemos que mencionar que existen otras alternativas a los proyectos de GNL, como los proyectos de gas natural licuado flotante, en los cuales el gas natural se licúa con métodos de refrigeración en el interior de un buque acondicionado para ello, sin embargo, su análisis no será objeto de los próximos párrafos.

 

Estructuras comerciales en los proyectos de gas natural licuado (GNL)

Se conocen diversas formas de estructurar comercialmente los proyectos de GNL en aspectos tales como la participación de los socios y promotores, las fuentes de suministro del gas natural, la construcción, propiedad y operación de las instalaciones, la compra-venta del gas natural y del GNL, así como el financiamiento. En su estructuración es fundamental definir los derechos y obligaciones de cada una de las partes, pues bien pudiera tratarse de un proyecto verticalmente integrado o con un diseño distinto.

Cada proyecto de GNL debe tomar en cuenta los siguientes eslabones para su estructuración: (i) la exploración y explotación de yacimientos (con suficientes reservas de gas natural); (ii) el transporte del gas natural desde el área de producción, así como su almacenamiento y tratamiento en la etapa de prelicuefacción; (iii) el procesamiento (en el que se remueven los remanentes de agua y condensados), la licuefacción y el almacenamiento; (iv) el transporte del GNL en buques metaneros hasta los terminales de recepción o importación; (v) la regasificación (el GNL es recibido en los terminales, regasificado y almacenado), y (vi) el suministro del gas a los distribuidores y centrales eléctricas a través de gasoductos. Por supuesto que cada uno de estos eslabones debe contar con las correspondientes licencias, autorizaciones y permisos emitidos por las autoridades gubernamentales en cada jurisdicción, y esto es un asunto de suma importancia en cada proyecto.

Aun cuando pudiere haber distintas estructuras comerciales que responden a los intereses de los socios y promotores, existen tres esquemas básicos que se utilizan en los proyectos GNL, en atención a un cúmulo de consideraciones legales, fiscales, financieras, comerciales y técnicas. Adicionalmente, el financiamiento de los proyectos de GNL requiere de una estructura comercial que garantice un flujo de caja a largo plazo con contratos de compra-venta celebrados con compradores solventes, a los fines de cumplir con los servicios de deuda a favor de financistas, así como para garantizar el retorno de la inversión.

El primer esquema de estructura comercial de un proyecto de GNL es el de la estructura comercial integrada, en la cual los ingresos provienen de la capacidad de llevar a cabo todo el proceso desde la producción hasta la licuefacción a través de una o más compañías. Esta estructura comercial también puede obedecer al esquema de una operación mancomunada en la que los participantes tienen un derecho proindiviso sobre los activos del proyecto, de acuerdo con sus respectivos porcentajes de participación, en cuyo caso designan a operadores para que actúen en su nombre y representación.

El segundo esquema de estructura comercial de un proyecto de GNL es el que se desarrolla a partir de una compañía del proyecto como entidad jurídica independiente constituida por los participantes, la cual se encarga de llevar adelante el proyecto. En este esquema, la compañía del proyecto es la propietaria de las instalaciones de procesamiento, licuefacción y almacenamiento, y como tal suscribe los contratos de suministro de gas natural con el productor, procesa el gas en las plantas de licuefacción, para luego vender el GNL a sus clientes.

El tercer esquema de estructura comercial de un proyecto de GNL se sustenta en un convenio de servicios de procesamiento (“tolling agreement”) que celebra el productor del gas natural con el propietario y operador de las plantas de licuefacción. Este tercero no detenta la propiedad ni sobre el gas natural ni sobre el GNL y cobra un estipendio al productor por sus servicios de procesamiento del gas natural en GNL.

Las mismas estructuras comerciales mencionadas en los párrafos anteriores pueden utilizarse en alguna medida en los casos de los terminales de importación del GNL, su almacenamiento, las plantas de regasificación y el transporte del gas natural a las empresas de distribución y centrales eléctricas.

 

Contratos de compra-venta de gas natural licuado (GNL)

Los contratos de compra-venta de gas natural licuado constituyen un elemento fundamental en los proyectos de GNL. Estos contratos de compra-venta son por regla general confidenciales y contienen disposiciones detalladas sobre el precio, la duración, la transferencia de la propiedad, la idoneidad y características del buque, los terminales de exportación e importación, la fuerza mayor, la asignación de riesgos y costos, la cantidad, calidad y pruebas del GNL y la cesión, entre otros aspectos. Las cláusulas sobre el precio y su revisión suelen ser la materia más discutida en las negociaciones.

Los participantes en el mercado de GNL pueden dividir varios contratos de compra-venta a largo plazo en transacciones a corto plazo para optimizar los costos de transporte y equilibrar las obligaciones de suministro, en atención al comportamiento del mercado. Los contratos de compra-venta de GNL pueden también basarse en un acuerdo marco de compra-venta suscrito entre las partes. Un acuerdo marco está diseñado para facilitar las negociaciones y las múltiples compras de cargamentos de GNL desde un terminal de exportación determinado.

La industria también tiene un mercado de venta al contado o corriente (mercado “spot”), en el que los cargamentos se compran y venden mediante subastas y operaciones intermediadas a través de “traders”, aunque la mayoría del comercio de GNL se realiza mediante contratos a largo plazo. Ciertamente, los contratos “spot” ofrecen un esquema de negociación más sencillo y expedito en el que las partes pueden comprar o vender el GNL al momento y al precio del mercado. Por su parte, los acuerdos de intercambio, en virtud de los cuales los compradores o vendedores convienen en intercambiar cargas de GNL en un momento dado, son otro modelo conocido en la industria.

Los contratos de compra-venta de GNL son usualmente contratos FOB o contratos CIF regidos por las disposiciones contempladas en los Incoterms de la Cámara de Comercio Internacional[3]. Por lo general, los contratos CIF se utilizan cuando el GNL se envía a un terminal específico, mientras que los contratos FOB se utilizan cuando el GNL se envía desde un terminal específico, pero sin restricciones de destino.

En los contratos FOB el vendedor es responsable de llevar los bienes al terminal de embarque y cargarlos en el buque designado para la exportación. Una vez que los bienes están a bordo del buque, la responsabilidad se transfiere al comprador. A partir de ese momento cualesquiera riesgos por daños o pérdidas del GNL durante el transporte son responsabilidad del comprador. En los contratos FOB, el comprador es responsable de cubrir el costo del flete y el seguro, mientras que el vendedor paga el costo de cargar el GLN en el buque en el terminal de origen o exportación.

En los contratos CIF el vendedor tiene la responsabilidad del GNL hasta el terminal de destino o importación. A partir de este momento, incluso en la aduana, el comprador es responsable de cualesquiera riesgos por daños o pérdidas del GLN.  En los contratos CIF el vendedor está a cargo de los gastos de flete, así como los costos del seguro durante el transporte.

También hay otros tipos de contratos regidos por los Incoterms, aunque menos utilizados en el negocio del GNL, como los contratos DAP, en los cuales el vendedor es responsable de todos los costos y riesgos asociados con la entrega del GLN en el terminal acordado, generalmente las instalaciones del comprador.

 

Proyectos de gas natural licuado (GNL) en Venezuela

En Venezuela no se ha ejecutado ningún proyecto de gas natural licuado y todos los intentos han sido fallidos debido fundamentalmente a la preeminencia del negocio petrolero. A principios de los años noventa del siglo pasado, PDVSA/Lagoven, Shell, Exxon y Mitsubishi suscribieron un acuerdo de asociación estratégica para desarrollar el potencial gasífero del norte del Golfo de Paria, en el Proyecto Cristóbal Colón, contentivo de los campos Mejillones, Patao, Dragón y Río Caribe, el cual fuera aprobado por el Congreso Nacional[4], de conformidad con lo previsto en la derogada Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos[5]. El proyecto original contemplaba la producción de gas natural, la construcción de una planta de GNL y la exportación del gas natural licuado al mercado estadounidense. Este proyecto más tarde fue denominado Proyecto Mariscal Sucre, aunque con otras particularidades.

En la actualidad, una parte del potencial gasífero del norte del Golfo de Paria está destinada a un proyecto de exportación, según la licencia otorgada por el Ministerio del Poder Popular de Petróleo[6] a las empresas Shell y National Gas Company (NGC) para el campo Dragón. Está previsto que una porción sustancial de ese gas, en el orden del setenta por ciento, sea procesada en las plantas de licuefacción de gas Atlantic LNG ubicadas en Trinidad y Tobago. Este proyecto cuenta con una autorización especial[7] emitida por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) de los Estados Unidos, aunque sus términos no han sido públicamente divulgados.

El mismo Ministerio otorgó con anterioridad una licencia[8] al Grupo Rosneft para los campos Mejillones y Patao, que a su vez habría cedido sus derechos sobre la misma a la empresa Rosneftegaz. Nada se ha sabido de manera pública del desarrollo de estos dos campos; no obstante, la propia licencia establece que el gas sería destinado al mercado de exportación sin mayores especificaciones.

Los proyectos de la Plataforma Deltana lanzados en la primera década de este siglo comenzaron con mucho ímpetu con la licitación de los bloques 2, 4 y 3 y el otorgamiento de las licencias respectivas[9] [10] [11] por parte del Ministerio de Energía y Minas a las empresas Chevron, PDVSA Gas y Statoil (Equinor). Eran proyectos de exportación de gas natural licuado con instalaciones a ser construidas en el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (CIGMA) en Güiria, estado Sucre. Desafortunadamente, ninguno de ellos fue concretado. En los tiempos actuales algunos de estos tres bloques situados en la frontera marítima entre Venezuela y Trinidad y Tobago pueden eventualmente ser explotados mediante acuerdos de unificación de yacimientos entre ambas naciones[12] [13], así como con el otorgamiento de las correspondientes licencias y la suscripción de los acuerdos de operación conjunta con las empresas interesadas, así como las autorizaciones especiales de la OFAC, como ha sido reportado recientemente por la prensa internacional en el caso de BP y NGC en el proyecto Manakin-Cocuina[14] [15] [16].

Por otro lado, no hay ninguna disposición sobre proyectos de GNL en las licencias otorgadas por el Ministerio de Energía y Petróleo en el período 2005-2006, en el marco del proyecto Rafael Urdaneta en el Golfo de Venezuela, entre las cuales se encuentra la licencia[17] conferida a la empresa Cardón IV (Eni / Repsol) a cargo del campo Perla.

Tanto los proyectos de la Plataforma Deltana como los del norte del Golfo de Paria y el Golfo de Venezuela tienen su fundamento en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. En todos estos proyectos las reservas probadas de gas natural no asociado son considerables y pueden ser destinadas a la exportación, con todavía prospectos exploratorios.

 

Conclusiones

Los proyectos de GNL son proyectos de una gran complejidad en la industria energética, cuya viabilidad depende de la existencia y acceso a suficientes reservas de gas natural, además de ser proyectos intensivos en capital y tecnología de punta. Su estructura comercial es diversa con la participación de distintos promotores, socios y otros actores, por lo cual es vital definir sus derechos y obligaciones en cada uno de los eslabones de la cadena, como lo son la exploración y explotación del gas natural, el transporte del gas natural, la licuefacción, el transporte del GNL, la regasificación y el suministro del gas natural a los distribuidores y centrales eléctricas.

En este sofisticado entramado deben tenerse identificados los compradores del GNL con contratos de compra-venta a largo plazo para garantizar el éxito de cada proyecto, aunque este mercado coexiste con el mercado de ventas al contado (mercado “spot”).

Venezuela tiene considerables reservas de gas natural, asociado y no asociado, cuya explotación siempre ha tenido un lugar secundario frente a la explotación petrolera. Los proyectos de la Plataforma Deltana y el norte del Golfo de Paria que alguna vez fueron diseñados como proyectos de exportación de GNL con infraestructura ubicada en el país, parece que han cedido el paso a proyectos de colaboración con Trinidad y Tobago y empresas de gran renombre con operaciones en ese país. En virtud de que las plantas de licuefacción para exportar el gas natural licuado no lograron construirse en Venezuela, todo parece indicar que el mejor camino a seguir desde el punto de vista técnico, financiero y comercial es aprovechar las oportunidades de negocios abiertas en Trinidad y Tobago. Sin embargo, estos proyectos con el vecino país requieren de las autorizaciones de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC), siempre que se mantengan las sanciones económicas de los Estados Unidos contra Venezuela.

Para concluir no queremos dejar de mencionar que Venezuela sigue ofreciendo abundantes oportunidades de negocios en el sector energético, y con las decisiones correctas pudiere convertirse en el mediano plazo en un proveedor confiable de gas natural para satisfacer las exigentes demandas en América Latina, Europa y Asia, bajo el entendido que la transición energética sigue adelante.

 

[1] El gas natural licuado es globalmente conocido como “LNG” por sus siglas en inglés: “liquified natural gas”. En el proceso de enfriamiento el gas natural se reduce a 1/600 de su volumen.

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

[3] Los Incoterms (abreviatura de “International Commercial Terms”) son un conjunto de reglas de carácter facultativo adoptadas por las partes en sus contratos que contienen los términos más habituales en las transacciones comerciales internacionales, conjuntamente con el lugar de entrega y la transmisión de los riesgos. Estas reglas son un reflejo de las prácticas y costumbres en el transporte internacional de mercancías. La última versión de los Incoterms entró en vigencia en enero de 2020.

[4] Gaceta Oficial N° 35.293 de 3 de septiembre de 1993.

[5] Gaceta Oficial Nº 1.769 extraordinario de 29 de agosto de 1975.

[6] Gaceta Oficial N° 6.793 extraordinario de 29 de enero de 2024. 

[7] https://www.reuters.com/business/energy/us-grants-license-amendment-trinidad-joint-gas-project-with-venezuela-2023-10-17/ (Consultado el 18 de julio de 2024).

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

[9] Gaceta Oficial N° 37.645 del 7 de marzo de 2003.

[10] Gaceta Oficial N° 37.641 del 27 de febrero de 2003.

[11] Gaceta Oficial N° 37.996 del 6 de agosto de 2004.

[12] Gaceta Oficial N° 40.620 del 13 de marzo de 2015 contentiva del acuerdo de unificación para el campo Manakin-Cocuina.

[13] Gaceta Oficial N° 39.504 del 7 de septiembre de 2010 contentiva del acuerdo de unificación para el campo Loran-Manatee.

[14] https://www.reuters.com/business/energy/bp-trinidads-ngc-receive-us-license-gas-development-with-venezuela-2024-05-29/ (Consultado el 18 de julio de 2024).

[15] https://oilnow.gy/featured/venezuela-trinidad-discuss-developing-manakin-cocuina-cross-border-gas/ (Consultado el 18 de julio de 2024).

[16] https://www.reuters.com/business/energy/venezuela-grants-license-bp-trinidads-ngc-offshore-gas-project-2024-07-24/ (Consultado el 26 de julio de 2024).

[17] Gaceta Oficial N° 38.371 del 2 de febrero de 2006.