La italiana ENI y la española Repsol esperan la declaratoria de comercialidad de explotación de uno de los campos más ricos en recursos de gas del país, el que será explotado con la estatal petróleos de Venezuela (Pdvsa).

Caracas. ENI y Repsol-YPF confían en que el gobierno venezolano declarará comercial un promisorio campo con el mayor depósito de gas hallado en el país, lo que finalmente permitiría iniciar su extracción pese a retrasos en otros planes, dijeron a Reuters fuentes cercanas al proyecto.

Venezuela, que intenta salir de una severa crisis energética que la obligó en el 2010 a racionar electricidad, necesita con urgencia el gas de las costas para generar luz eléctrica, ampliar el alcance de la industria petroquímica y la construcción y gasificar ciudades y el parque automotor.

En medio de demoras y contratiempos en otros planes costa afuera, la energética italiana Eni y la española Repsol-YPF culminaron este año la fase exploratoria del bloque Cardón IV con la certificación de más de 15 billones de pies cúbicos (TCF por su sigla en inglés).

Las petroleras están en la etapa final de las negociaciones con Pdvsa para comenzar a explotar las ingentes reservas de gas de las costas, por lo que desde hace meses discuten la tarifa a la que Venezuela comprará el hidrocarburo para su deficitario mercado doméstico.

"Todavía no estamos en la etapa de infraestructura. Ya acordamos la tarifa y estamos negociando con (la petrolera estatal) Pdvsa el componente en bolívares y el componente en dólares, mientras esperamos la declaratoria de comercialidad del proyecto", dijo a Reuters una fuente de una de las empresas participantes.

Una vez que se declare la comercialidad del proyecto, las firmas deben asociarse con Petróleos de Venezuela (PDVSA) para su desarrollo, que requerirá más de US$4.500 millones.

Otra fuente cercana a las discusiones agregó que la tarifa acordada supera los US$3 por millón de BTU, número que se acerca al precio actual en el Henry Hub, pero cuya rentabilidad depende de qué porción se pagará en bolívares, en el marco de un férreo control cambiario vigente desde 2003.

"Estamos contentos con la tarifa", dijo la primera fuente. "Ahora falta llegar a un acuerdo justo sobre cómo se recibirá", agregó.

La fuente añadió, sin embargo, que hay preocupación entre las compañías extranjeras por el reciente anuncio de la congelación de los proyectos de gas natural licuado, que afectaría los planes de exportación; así como por el tiempo que han demorado otros planes en ser declarados comerciales.

Venezuela posee reservas probadas de gas de 195 TCF, las mayores de Latinoamérica y las octavas en el mundo.

El primero. ENI y Repsol-YPF ganaron en el 2005 una licencia para explorar y producir gas en el bloque Cardón IV del Golfo de Venezuela, integrado por los campos Perla y Róbalo y con potencial para extraer 2.500 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), lo que hoy consume todo el mercado doméstico.

De comenzar a tiempo, Perla sería el primer campo en ser explotado en las costas venezolanas, en medio de grandes retrasos en los proyectos gasíferos, signados por inesperados cambios de socios, licitaciones fallidas e incidentes como el hundimiento de una plataforma exploratoria el año pasado.

Un director de PDVSA Gas, Antón Castillo, dijo la semana pasada en un congreso petrolero que los primeros 80 mmpcd a ser extraídos de Cardón IV estarán disponibles en octubre de 2012, luego de que la firma estatal solicitara acelerar el proyecto.

"Planeamos llegar a 300 mmpcd en 2013", agregó Castillo, quien explicó que un año después estos campos planean comenzar a suministrar gas a la vecina Colombia, desde donde Venezuela hoy importa el hidrocarburo para sus plantas eléctricas.

Tras hallar el triple del gas estimado inicialmente, Eni y Repsol-YPF devolvieron al Estado venezolano el adyacente Róbalo.

Otras firmas foráneas que ganaron bloques en la licitación del golfo, como la estadounidense Chevron y la rusa Gazprom, aún no anuncian resultados exitosos.

Gazprom obtuvo a principios de año una redefinición de sus áreas para iniciar un nuevo programa exploratorio, mientras Chevron concluyó la perforación del pozo Tuna 1X, el cual resultó seco, dijo una fuente de esa compañía.