Venezuela y Trinidad se aproximan a acuerdo con Shell para licencia de gas

Venezuela está cerca de aprobar una licencia para que Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago desarrollen un prometedor campo de gas costa afuera y exporten su producción al país caribeño, dijeron dos fuentes cercanas al asunto.

La licencia podría poner en marcha un esfuerzo de larga data por parte de Trinidad para impulsar sus industrias de gas y petroquímica. Los dos países buscan acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que Estados Unidos emitió en enero una autorización de dos años que permite el desarrollo del campo.

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 sus necesidades mutuas para producir y exportar gas.

Los dos países están discutiendo una licencia de exploración y producción de 25 años para el campo Dragón, con hasta 4,2 billones de pies cúbicos de reservas de gas y que se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima con Trinidad.

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Shell operaría el proyecto con una participación del 70% y la trinitaria NGC tendría el 30% restante según los términos propuestos, dijeron las personas.

La petrolera estatal venezolana PDVSA no tendría participación accionaria en el proyecto, pero el país recibiría efectivo o una parte de la producción de gas como pago de regalías.

Shell declinó hacer comentarios de inmediato. PDVSA, el Ministerio de Petróleo de Venezuela, el Ministerio de Energía de Trinidad y NGC no respondieron a solicitudes de comentarios.

Trinidad puede producir hasta 15 millones de toneladas por año de GNL, pero en los últimos años ha estado procesando unos 10 millones de toneladas debido a su insuficiente producción de gas, que provocó el cierre de uno de sus trenes de licuefacción.

El acuerdo permitiría a Trinidad aumentar el procesamiento de gas y las exportaciones de petroquímicos, al tiempo que proporcionaría a Venezuela una fuente adicional de efectivo muy necesaria. Algunos términos aún están por acordarse, pero si todo va bien se podría firmar la licencia en los próximos días, dijeron las personas.

En 2013, PDVSA terminó las pruebas de producción de gas en Dragón, pero el campo nunca ha estado comercialmente activo debido a la falta de capital de Venezuela y, más recientemente, a las sanciones de Estados Unidos.

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La licencia propuesta permitiría que un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos diarios (mpscf/d) de gas venezolano vayan a Trinidad para la producción de GNL a partir de finales de 2026, y 50 mscf/d adicionales a plantas petroquímicas, dijeron las fuentes.

El ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, dijo a principios de octubre que las partes habían iniciado negociaciones sobre el precio del gas de Dragón.

El mes pasado, Estados Unidos alivió temporalmente las sanciones al sector petrolero de Venezuela y enmendó la autorización para Dragón, permitiendo a Caracas recibir ingresos de las ventas de gas. Desde entonces, las negociaciones han avanzado más rápido, afirmó una tercera persona.

Las partes han acordado en principio un precio que colocaría el gas a través de la frontera en menos de US$ 3 por mscf, dijeron las personas.

PDVSA ha presionado para que se pague al momento de la firma de la licencia un bono de unos 65 millones de dólares. Pero Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a ciertos hitos operacionales, como el primer suministro de gas, añadieron las fuentes.

Las partes están considerando dos ductos separados para transportar el gas: uno construido parcialmente por PDVSA hasta Güiria, en la costa oriental de Venezuela. Una segunda línea se conectaría con el campo Hibiscus, de Shell, en Trinidad.

Si las partes acuerdan que parte del gas pase por Güiria, podría ser necesario un tramo adicional de gasoducto que una ese punto con Point Fortin, sede de las plantas de GNL de Trinidad.

Esa opción permitiría a Venezuela procesar el gas en su suelo, conservando lo que necesita para abastecer el mercado interno y potencialmente exportando líquidos de gas en el futuro. Pero agregar una nueva línea podría extender el tiempo para que el proyecto comience a producir a cinco años, en lugar de los tres años que se habían proyectado, dijeron las fuentes.