ChemStrategy: producción de gas natural en Venezuela se redujo 4% en 2024
La baja en la producción ocurrió en medio de los avances del Ejecutivo nacional en cuanto a acuerdos para la exportación gasífera hacia países vecinos, en especial hacia Trinidad y Tobago.
Cifras de la consultora de gas y petroquímica ChemStrategy indican que en 2024 la producción nacional de gas natural reportó una caída de 4% en comparación con 2023, a pesar de los avances que ha hecho el Ejecutivo nacional en cuanto a acuerdos de exportación de gas natural, sobre todo con Trinidad y Tobago.
De acuerdo con este reporte, el volumen de producción del año pasado fue de 3.900 millones de pies cúbicos de gas al día (MMPCED) de los cuales se destinaron al mercado interno cerca de 1.800 MMPCED, el resto se consideran pérdidas.
La cifra reportada en 2024 es más baja que la de años anteriores. Por ejemplo, la producción de gas natural al mercado interno reflejó un volumen de 4.525 a 4.405 MMSCFD entre 2020 y 2022.
Rubén Pérez, director de la consultora, indicó que, aunque en 2024 hubo avances importantes y positivos en el desarrollo de las oportunidades de exportación de gas hacia países vecinos, “al mismo tiempo se agudizó una crisis interna en materia de manejo de gas natural y acceso a sus derivados que ha impactado a gran parte de la población de una u otra forma”.
Pérez explicó que el gas natural que se estima exportar está localizado costa afuera, en yacimientos con poca o nula infraestructura y que, en algunos casos todavía están bajo estudios geológicos. Agregó que los expertos financieros de los licenciatarios aún analizan los modelos de negocios planteados para la exportación. aún son analizados por los expertos financieros de los licenciatarios.
En octubre pasado, la ministra de Hidrocarburos Delcy Rodríguez, afirmó que con los acuerdos firmados con Trinidad y Tobago, “Venezuela sigue avanzando firmemente en el plan estratégico de desarrollar las potencialidades de su cinturón gasífero, dando oportunidad clara a la inversión extranjera”.
El acuerdo de autorización para la mediación fiscal de la producción del Campo Dragón, para la explotación y exportación del gas en el Golfo de Paria –cuya costa es compartida por ambos países- con ayuda de la energética británica Shell, fue suscrito en diciembre de 2023.
En esa oportunidad, desde Pdvsa informaron que la licencia otorgada a Trinidad y Tobago tiene una vigencia de 30 años y establece la producción, en una primera fase de 185 millones de pies cúbicos por día.
Héctor Obregón, presidente de la estatal petrolera nacional, informó a finales de 2024 que para ese año la producción de gas natural para el mercado interno sería en 1.755 millones de pies cúbicos diarios y que la primera molécula de gas podría ser exportada en 2027.
Asimismo, Luis González, el viceministro de gas, destacó que con los trabajos de exploración y certificación de las reservas de hidrocarburos gaseosos no asociados al petróleo, “el potencial de reservas de gas podría llevar a 440 billones de pies cúbicos” y que el país podría convertirse en la quinta nación con más reservas de gas natural, no asociado, después de Irán, Rusia, Qatar y Turkmenistán.
En 2024, un reporte de ChemStrategy recordó que se estableció en Gaceta Oficial la licencia de explotación del campo Dragón destinado a la exportación hacia Trinidad y Tobago, así como el inicio del proyecto de recolección de nueva data sísmica y reprocesamiento de data geológica para la confirmación de reservas de gas natural costa afuera.
El directivo de la consultora también recordó que se realizaron una serie de acciones técnicas con la intención de dar los primeros pasos para exportar hacia Trinidad y Tobago, “y se presentaron hechos lamentables como la explosión del múltiple de gas en el complejo Muscar en el oriente venezolano”, dijo.
En ese período, además, la empresa Shell anunció la Decisión Final de Inversión (FID) del proyecto Manatee en Trinidad y Tobago, campo de gas transfronterizo; continuidad del campo Loran de la plataforma deltana venezolana y, para la exportación desde el campo Dragón, Shell inició estudios geotécnicos y geofísicos del lado trinitario de la frontera. Igualmente, se firmó la Licencia de exploración y producción de campo Cocuina de la plataforma deltana venezolana entre el Ministerio de Hidrocarburos y las empresas NGC y BP de Trinidad y Tobago, indica una nota de Diario Tal Cual.
Lea más contenido interesante y actual:
Se requiere invertir US$ 200.000 millones para recuperar la industria petrolera y producir 3 millones de bpd
Consorcio chinocanadiense negocia para operar el campo petrolero más productivo de Ecuador
Somos uno de los principales portales de noticias en Venezuela para temas bancarios, económicos, financieros y de negocios, con más de 20 años en el mercado. Hemos sido y seguiremos siendo pioneros en la creación de contenidos, análisis inéditos e informes especiales. Nos hemos convertido en una fuente de referencia en el país y avanzamos paso a paso en América Latina.
