Por Leslie Palti-Guzmán en CSIS
La destitución del autócrata Nicolás Maduro por parte del gobierno de Trump podría brindar un beneficio de diversificación energética que ha recibido poca atención. Si bien Venezuela es conocida por poseer las mayores reservas de petróleo (303 mil millones de barriles), sus vastas reservas de gas natural, que se encuentran sin explotar desde hace mucho tiempo (aproximadamente 192 billones de pies cúbicos), podrían convertirse por sí mismas en una fuente de suministro energético mundial.
Los recursos gasíferos de Venezuela han sido durante mucho tiempo un activo improductivo, atrapado por la ideología y la mala gestión. Si se mantiene la estabilidad política en Caracas, el gas podría ser la vía más rápida y pragmática hacia la reintegración, generando riqueza para el pueblo venezolano, el hemisferio occidental y sus aliados. El hemisferio occidental, liderado por Estados Unidos, obtendría una arquitectura energética más resiliente, menos expuesta a adversarios y actores malintencionados.
Antecedentes: El potencial gasífero de Venezuela
Venezuela produce y consume solo unos 3.100 millones de pies cúbicos diarios (bcf/d), aproximadamente la misma cantidad que la producción del Reino Unido en 2024, pero con reservas probadas unas 40 veces mayores que las del Reino Unido, según el Instituto de Energía . La producción de gas de Venezuela es principalmente «gas asociado», producido como subproducto de la perforación de petróleo crudo. Si bien es probable que la monetización de gas asociado adicional ocurra con el tiempo a medida que se disponga de infraestructura y capital, los yacimientos de «gas seco» no asociado podrían experimentar un desarrollo más rápido, particularmente aquellos ubicados cerca de Trinidad y Tobago, país con abundante infraestructura.
Trinidad es clave para la capacidad de Venezuela como proveedor mundial de gas debido a su proximidad geográfica (limita con Venezuela) y a la planta de exportación de gas natural licuado (GNL) ya establecida en Trinidad, conocida como Atlantic LNG. Si bien los recursos de gas natural de Trinidad están en declive estructural, la vecina Venezuela cuenta con abundantes recursos gasíferos que pueden contribuir a una alianza dinámica.
Trinidad y Venezuela comparten tres yacimientos principales de gas natural: Loran-Manatee, Dragon-Hibiscus y Manakin-Cocuina. Shell tomó la decisión final de inversión en 2024 sobre la porción del yacimiento Loran-Manatee que corresponde a Trinidad.
- El yacimiento de gas Manatee, ubicado en aguas de Trinidad, contiene aproximadamente 2,7 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas, mientras que el yacimiento adyacente Loran, en el lado venezolano, contiene alrededor de 7,3 Tcf. Se espera que la porción de Trinidad del yacimiento Loran-Manatee entre en funcionamiento a finales de 2027, lo que contribuirá a abastecer la planta de GNL Atlantic de Trinidad con aproximadamente 600 millones de pies cúbicos diarios. Esto proporcionaría aproximadamente el 45 % del gas de alimentación necesario para mantener la producción de Atlantic LNG en 2025. Venezuela y Trinidad acordaron previamente un marco intergubernamental en el que cada país desarrollaría su respectiva parte del yacimiento Loran-Manatee. Con la transformación del entorno político, ahora se podría reconsiderar la unificación total del yacimiento, lo que mejoraría aún más la eficiencia y la recuperación.
- El yacimiento de gas Dragón de Venezuela, estimado en aproximadamente 4,2 billones de pies cúbicos, es un yacimiento grande, probado y ubicado en aguas poco profundas, a unos 100-125 metros de profundidad, con un riesgo geológico mínimo. Venezuela y Trinidad habían negociado una alianza para su desarrollo antes de que Maduro suspendiera el proyecto en octubre de 2025. Cabe destacar que Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad aún poseen una licencia de 30 años para el yacimiento Dragón, aunque su desarrollo sigue supeditado a una mayor flexibilización de las sanciones estadounidenses.
- La plataforma Hibiscus, que Shell está desarrollando en aguas de Trinidad, se encuentra a tan solo 16 kilómetros de Dragon. Conectar ambas plataformas sería técnicamente sencillo y requeriría una infraestructura nueva relativamente limitada. Desde el punto de vista de la ingeniería, se podrían desarrollar sinergias rápidamente, lo que permitiría la producción de gas ya en 2029, sujeto a las licencias y aprobaciones regulatorias.
- El yacimiento de gas Manakin-Cocuina, estimado en alrededor de 1 billón de pies cúbicos y desarrollado por BP, también podría beneficiarse de una cooperación renovada entre Venezuela y Trinidad. El apoyo sostenido del gobierno estadounidense será fundamental para su desarrollo y monetización.
Perspectivas para el crecimiento del gas venezolano
Si los requisitos en superficie —incluidos los fiscales, legales y de licencias— se desarrollan sin contratiempos, los volúmenes incrementales de gas podrían seguir un proceso de dos fases. A corto plazo, el desarrollo de los yacimientos de gas seco marinos compartidos por Venezuela y Trinidad podría añadir volúmenes significativos de aproximadamente 1.800 millones de pies cúbicos diarios (bcf/d) en un plazo de cuatro años, aprovechando la infraestructura operativa y los canales comerciales del lado trinitense. En un plazo de cinco a siete años, podrían materializarse volúmenes mayores de aproximadamente 3.000 millones de pies cúbicos diarios (bcf/d), sin contar la monetización del gas asociado, que probablemente también se llevaría a cabo. Hay tres razones por las que el gas venezolano podría avanzar más rápidamente de lo que muchos esperan:
- Ya se han sentado las bases para la cooperación transfronteriza en materia de gas con Trinidad. Durante años, gobiernos y empresas han intentado crear sinergias entre ambos países vecinos, pero el progreso se ha visto obstaculizado por la inestabilidad política de Caracas y las consiguientes sanciones. A medida que se vayan eliminando gradualmente estas limitaciones, la cooperación en asuntos técnicos y comerciales será cada vez más factible.
- Con plena cooperación y licencias, estos yacimientos compartidos podrían aumentar sustancialmente el suministro de gas disponible para exportaciones a través de Trinidad. Un mayor suministro de gas daría un salvavidas al proyecto de licuefacción de GNL Atlantic de Trinidad. Actualmente, Trinidad produce alrededor de 2,4 mil millones de pies cúbicos diarios de gas y exporta aproximadamente 1,2 mil millones de pies cúbicos diarios (9 millones de toneladas anuales) de GNL, muy por debajo de su capacidad nominal debido a la escasez de gas de alimentación. Al desarrollar los yacimientos de gas compartidos, Atlantic LNG podría recuperar su plena capacidad de 12 millones de toneladas anuales (MTPA) para 2030 o antes. Incluso se podría reiniciar la unidad de licuefacción inactiva, si aún es técnicamente posible, lo que aportaría 6 MTPA adicionales de GNL de Trinidad (en comparación con los volúmenes de 2025) al mercado global para finales de la década, coincidiendo con el cese de las importaciones de gas ruso por parte de la Unión Europea (aún previsto para finales de 2027).
- Europa es uno de los mercados naturales para este futuro crecimiento del GNL. El GNL se ha convertido en la columna vertebral de la seguridad energética europea, pero los responsables políticos están cada vez más preocupados por el riesgo de concentración. El GNL estadounidense domina la cartera de importaciones de Europa, representando más de la mitad de las importaciones de GNL de la UE en 2025. El gas de Venezuela, exportado a través de Trinidad, ofrecería a Europa un suministro complementario de la cuenca atlántica. Las rutas marítimas son cortas, los costes son competitivos y no existen grandes cuellos de botella.
En términos globales, un incremento de 6 MTPA no supone una transformación en un mercado bien abastecido, pero ofrece una diversificación de la oferta a bajo coste. Si todo este GNL llegara a Europa, representaría aproximadamente el 6 % de la demanda de GNL de la Unión Europea en 2025. En un contexto en el que Europa mantiene su compromiso con la diversificación, alejándose de Rusia, y es cada vez más sensible al riesgo de concentración, esto representa un aporte significativo. En un escenario de sobreoferta, los volúmenes adicionales procedentes de Trinidad podrían desplazar marginalmente algunos cargamentos al contado estadounidenses o ejercer presión a la baja sobre los precios en la cuenca del Atlántico.
Los operadores de estos yacimientos compartidos en Trinidad, Shell y BP, dos compañías europeas, mantienen un diálogo constante con las autoridades estadounidenses en materia de licencias, explicando a la administración Trump la lógica comercial de monetizar estos yacimientos transfronterizos mediante la infraestructura existente. Mientras tanto, es probable que las petroleras estadounidenses se involucren más en la monetización del gas asociado a medida que aumente la producción de petróleo y mejore la infraestructura.
Beneficios de la industria gasística venezolana integrada
La comercialización del gas venezolano proporcionaría a Europa una nueva fuente de suministro, en su búsqueda de una mayor diversificación de sus fuentes de abastecimiento, tanto de Rusia como de Estados Unidos, y dado que el suministro de GNL procedente de Qatar ha sufrido recientemente importantes interrupciones. Asimismo, garantizaría un suministro constante para la vecina Trinidad, considerada un socio natural para la exportación de gas venezolano, dado que sus propios recursos orgánicos se han agotado.
Para Washington, el gas venezolano canalizado a través de Trinidad reforzaría la integración energética del hemisferio occidental, apoyaría a un socio caribeño clave y ayudaría a estabilizar los mercados mundiales del gas, manteniendo a raya al gas ruso, que es competitivo en precio.
Leslie Palti-Guzman es investigadora asociada sénior (no residente) del Programa de Seguridad Energética y Cambio Climático del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales en Washington, DC, y fundadora y presidenta de Energy Vista.
