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BP, Shell y socios del Golfo vuelven al gas venezolano en la frontera con Trinidad y Tobago
Los acuerdos siguen sujetos a la licencia definitiva, a las aprobaciones gubernamentales y regulatorias correspondientes y al cumplimiento de la normativa internacional de sanciones El Gobierno de Venezuela ha cerrado en las últimas semanas una serie de acuerdos con petroleras internacionales para desarrollar sus yacimientos de gas costa afuera, en un giro respecto de los años de aislamiento y sanciones que marcaron al sector.
El 13 de agosto, BP obtuvo en Caracas la licencia de exploración y producción de la segunda fase del campo Loran, en la Plataforma Deltana, junto con la emiratí XRG —brazo internacional de inversión de ADNOC— y la unidad de petróleo y gas de la catarí UCC Holding. Las tres empresas mantienen participaciones iguales y BP operará el desarrollo. La licencia otorga derechos sobre hasta 4 billones de pies cúbicos de gas; las reservas totales del campo se estiman en 7,3. La firma se transmitió por televisión estatal ante la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, y la consejera delegada de BP, Meg O'Neill.
La primera fase se adjudicó a Shell en junio y ambas se desarrollarán en paralelo. Loran se extiende hasta el campo Manatee, operado por Shell del lado de Trinidad y Tobago, donde la compañía ya inició el desarrollo y prevé la primera producción el año próximo. En conjunto, ambos yacimientos suman alrededor de 10 billones de pies cúbicos de gas recuperable, cuya industrialización y conversión en gas licuado está previsto que se realice en territorio trinitense.
Los acuerdos siguen sujetos a la licencia definitiva, a las aprobaciones gubernamentales y regulatorias correspondientes y al cumplimiento de la normativa internacional de sanciones, según advirtieron las propias empresas.
En el sector petrolero, Caracas anunció contratos de participación productiva con las estadounidenses Hunt Oil y Crossover —los primeros bajo la ley de hidrocarburos reformada a finales de enero, que amplía el margen para la inversión privada— y una alianza marco con la contratista SLB. Algunas estimaciones sitúan las inversiones asociadas en unos 2.000 millones de dólares.
Hasta ahora, la presencia extranjera se limitaba prácticamente a Chevron, la española Repsol y la italiana Eni. La ministra de Hidrocarburos, Paula Henao, participó esta semana en un foro sobre inversión en Venezuela celebrado en Houston ante la Asociación Estadounidense de Geólogos Petroleros.
“Lo verdaderamente importante en materia de inversiones internacionales está ocurriendo en el gas”, sostuvo el economista petrolero Francisco Monaldi, quien destacó que el marco de la ley de gas contempla regalías más bajas y que del lado venezolano existe capacidad instalada. Consideró en cambio más incierto el panorama petrolero, con contratos que a su juicio dejan amplia discrecionalidad al Estado.
Venezuela produce algo más de 1,2 millones de barriles diarios, frente a los tres millones de décadas anteriores. Alejandro Grisanti, de la consultora Ecoanalítica, proyecta incrementos de unos 200.000 barriles diarios al año, aunque condiciona la recuperación al desenlace político: sin una transición con elecciones, calcula un techo de 2,5 millones de barriles diarios. La CEPAL prevé un crecimiento económico en torno al 6,5 % para 2026.
