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Venezuela está a punto de aprobar una licencia para que Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago exploten un prometedor yacimiento de gas natural en alta mar y exporten su producción al país caribeño, según han declarado dos personas cercanas al asunto.
La licencia podría poner en marcha un largo esfuerzo de Trinidad para impulsar su procesamiento de gas y las exportaciones petroquímicas, al tiempo que proporciona a Venezuela una muy necesaria fuente de ingreso adicional.
Los dos países pretenden acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que Estados Unidos emitió en enero una autorización de dos años que permite el desarrollo del yacimiento.
Venezuela, que posee las mayores reservas de gas de América Latina, y la vecina Trinidad, el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) de la región, complementarían mutuamente sus necesidades de producción y exportación de gas.
Ambas naciones están discutiendo una licencia de exploración y producción de 25 años para el campo Dragón, que contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas y se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima entre los dos países.
Algunos términos están aún por resolver, pero si todo va bien un acuerdo podría ser firmado en los próximos días. Shell explotaría el proyecto con una participación del 70% y la trinitense NGC se quedaría con el 30% restante, según las condiciones propuestas.
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Lo que recibirá Venezuela a cambio
La empresa petrolera estatal venezolana PDVSA, que descubrió las reservas de Dragon y pagó por la infraestructura existente, no tendría una participación en el proyecto, pero Venezuela recibiría dinero en efectivo o una parte de la producción de gas como regalías.
PDVSA terminó en 2013 las pruebas de producción de gas en Dragón, pero el campo nunca ha sido comercialmente activo debido a la falta de capital de la compañía y, más recientemente, a las sanciones de Estados Unidos.
El mes pasado, Estados Unidos suavizó temporalmente las sanciones a Venezuela y modificó la autorización para Dragon, permitiendo a Caracas recibir los ingresos de las ventas de gas. Desde entonces, las negociaciones se han acelerado.
El ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, declaró a principios de octubre que las partes habían iniciado negociaciones sobre el precio del gas de Dragon.
Shell declinó hacer comentarios de inmediato. NGC remitió las preguntas sobre las conversaciones al Ministerio de Energía de Trinidad. El Ministerio, PDVSA y el Ministerio de Petróleo de Venezuela no respondieron a las solicitudes de comentarios.
Volúmenes, precios, gasoductos
La licencia propuesta permitiría un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos por día (mcfd) de gas venezolano a Trinidad para la producción de GNL, a partir de finales de 2026, y un adicional de 50 mcfd a las plantas petroquímicas, dijo la gente.
Trinidad y Tobago tiene capacidad para procesar 4.200 millones de pies cúbicos al día (bcfd) en GNL, petroquímica y energía, pero su producción de gas es de unos 2.700 bcfd.
La falta de gas ha obligado a cerrar una de sus unidades de procesamiento de GNL.
Las partes han acordado en principio un precio que desembarcaría gas a través de la frontera a menos de US$ 3 por mcf, dijeron las fuentes.
PDVSA ha presionado para que se pague por adelantado una prima de firma de unos 65 millones de dólares. Pero Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a ciertos hitos, como el primer gas, añadieron las fuentes.
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Las partes están considerando dos líneas separadas para transportar el gas: una parcialmente construida por PDVSA hasta Guiria, en la costa oriental de Venezuela. Una segunda línea conectaría con el campo Hibiscus de Shell en Trinidad.
Si las partes acuerdan que parte del gas pase por Guiria, podría ser necesario un gasoducto corto adicional que conectara Guiria con Point Fortin, donde se encuentran las plantas de GNL de Trinidad.
Esa opción permitiría a Venezuela procesar el gas en su costa, quedándose con lo que necesite para abastecer el mercado nacional y exportando potencialmente líquidos de gas en el futuro. Pero la adición de una nueva línea podría ampliar el plazo para que el proyecto comience a producir a cinco años, en lugar de tres años como se esperaba, dijeron las personas.
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