Guyana podría reducir el alcance de su ambicioso proyecto de exportación de gas natural licuado (GNL), luego de que ExxonMobil informara que requiere más gas del previsto para sostener la producción offshore de petróleo en el bloque Stabroek, según informó Reuters, citando a dos personas cercanas a las discusiones entre la compañía y el Gobierno guyanés.
Las fuentes indicaron que el consorcio encabezado por ExxonMobil necesita aproximadamente 2.000 millones de pies cúbicos diarios de gas para su reinyección en los yacimientos, una técnica utilizada para mantener la presión del reservorio y optimizar la recuperación de crudo. Esa demanda, superior a las proyecciones iniciales, obligaría a replantear la distribución del recurso entre la exportación de GNL y el uso interno.
Ante este escenario, la planta de GNL propuesta, con capacidad anual de seis millones de toneladas, podría iniciar operaciones con hasta tres millones de toneladas, es decir, la mitad de su capacidad original. También se evalúa la opción de destinar el gas exclusivamente al mercado interno, destinándolo a la generación eléctrica y a actividades industriales, en lugar de exportarlo.
Sin decisión final
Hasta el momento no se ha tomado una decisión definitiva sobre el futuro del proyecto. El ministro de Recursos Naturales de Guyana, Vickram Bharrat, se abstuvo de comentar sobre las conversaciones en curso, mientras que ExxonMobil señaló que continúa trabajando junto al Gobierno para maximizar la recuperación de recursos y el valor económico del proyecto.
El reporte introduce un nuevo elemento de incertidumbre sobre los planes guyaneses de desarrollar exportaciones de gas en paralelo con la generación eléctrica doméstica y la actividad industrial. El país había previsto utilizar el gas asociado a la producción petrolera para impulsar una planta de energía en Wales, así como para abastecer futuras industrias y reducir la dependencia de combustibles importados.
La posibilidad de recortar la capacidad de exportación de GNL podría retrasar o modificar los planes de monetización del gas, un componente que el Gobierno consideraba clave para diversificar la economía más allá del petróleo. Analistas del sector advierten que la decisión tendrá implicaciones directas sobre los ingresos futuros del Estado y sobre el ritmo de industrialización del país.
Guyana: Prosperidad flaca
En paralelo, Guyana está próxima a superar por primera vez el millón de barriles diarios en exportaciones de crudo este diciembre, según Bloomberg. El salto estará impulsado por el inicio de los envíos del crudo Uaru, producido por el buque de producción flotante Errea Wittu, el cuarto buque de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) instalado en el bloque Stabroek.
Se prevé que en diciembre se exporten cuatro millones de barriles de Uaru, lo que elevaría los envíos mensuales totales del país a 33 millones de barriles, equivalentes a 1,06 millones de barriles diarios. El primer cargamento de Uaru está programado para cargar entre el 11 y el 12 de diciembre, según Reuters.
Guyana alcanza estos hitos a expensas de la controversia territorial sobre la Guayana Esequiba, zona que Venezuela reclama como propia. La fachada atlántica de esta región cubre la porción occidental del bloque stabroek, del que Guyana y ExxonMobil extraen diariamente cerca de un millón de barriles.
Implicaciones para la economía
La tensión entre las necesidades de reinyección de gas para sostener la producción petrolera y los planes de exportación de GNL, refleja un dilema creciente para Guyana: cómo equilibrar la maximización de los ingresos petroleros a corto plazo con la construcción de una industria gasífera sostenible a largo plazo.
Mientras el Gobierno evalúa las opciones, la decisión final sobre la capacidad de la planta de GNL y el destino del gas tendrá un impacto directo sobre los ingresos futuros del Estado, el suministro eléctrico doméstico y la agenda de diversificación económica que el país busca impulsar más allá del crudo.
Guyana vive una paradoja energética: es uno de los mayores productores de petróleo en crecimiento del mundo, pero su población sigue enfrentando un sistema eléctrico frágil, costos elevados y una dependencia histórica de combustibles importados. El proyecto Gas-to-Energy en Wales, concebido precisamente para convertir el gas asociado del bloque Stabroek en electricidad barata y estable, acumula al menos tres retrasos: la puesta en marcha inicial estaba prevista para fines de 2024, luego se trasladó a 2025, posteriormente a mediados de 2026 y hoy el Gobierno apunta a que la primera turbina entre en operación a finales de 2026, con plena capacidad recién en el primer semestre de 2027.
Los retrasos se explican por una combinación de factores: disputas contractuales con el consorcio constructor Lindsayca CH4, modificaciones de diseño, trabajos civiles y de ingeniería adicionales, y demoras en la preparación del terreno. Aunque el Gobierno y la contratista acordaron en mayo de 2026 resolver los conflictos y mantener la meta de entregar energía a la red nacional antes de que termine el año, los críticos consideran que los plazos siguen siendo optimistas, especialmente tras el anuncio de ExxonMobil de realizar trabajos de mantenimiento en el gasoducto submarino entre octubre y diciembre, por una anomalía detectada en una sección cercana a la costa.
La paradoja se hace más visible porque el gasoducto de 220 kilómetros que transporta el gas desde el campo Liza hasta la costa ya fue completado por ExxonMobil hace casi dos años, pero permanece inactivo mientras la planta de Wales no está lista. Para la oposición y organizaciones de vigilancia como la Oil and Gas Governance Network, esa infraestructura ociosa representa un costo financiero y una oportunidad perdida: un país que exporta millones de barriles diarios de crudo sigue pagando precios altos por la electricidad y depende de diésel y fuel oil importados para parte de su matriz energética.
El proyecto contempla una planta de ciclo combinado de 300 megavatios y una instalación de líquidos de gas natural, con una inversión que algunos analistas estiman ya por encima de US$2.000 millones, incluyendo el gasoducto, la planta y las líneas de transmisión. Si entra en operación, se espera que reduzca significativamente las tarifas eléctricas y amplíe la capacidad instalada del país. Pero hasta que eso ocurra, Guyana seguirá enfrentando la contradicción de ser una potencia petrolera emergente con un sistema eléctrico que aún no logra convertir su abundante recurso gasífero en energía confiable para sus ciudadanos.
Fuente: extranewsmundo
