"Después de 23 años hemos logrado finalmente dar el impulso para la producción de gas en este extraordinario y gigante campo", declaró la presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez, al formalizar el 13 de agosto la cesión de participación en la Fase II del campo Lorán, en el Bloque 2 de la Plataforma Deltana.
La ceremonia, transmitida por la televisión estatal, marcó la reanudación de la adjudicación de licencias energéticas, un proceso que había quedado suspendido tras el doble terremoto del 24 de junio, que dejó más de 6 mil 300 fallecidos.
Rodríguez fue explícita sobre la orientación estratégica de la política energética de su gestión. "Tengo un afán especial en el gas", afirmó, y enumeró tres destinos para el recurso: el desarrollo nacional, el impulso a los procesos industriales y a la petroquímica, y la conversión de Venezuela en "no solamente un país exportador de petróleo, sino también un país exportador de gas".
Un consorcio de tres continentes
La licencia de exploración y explotación de la Fase II de Lorán fue otorgada a British Petroleum (BP), a la emiratí XRG y a UCC Oil and Gas Holding, unidad del conglomerado catarí UCC Holding. Las tres empresas mantienen participaciones iguales de un tercio, con BP como operador.
El acto formalizó la autorización de la ministra del Poder Popular para los Hidrocarburos, Paula Henao, a PDVSA Gas para transferir participación a las tres licenciatarias. Por BP asistieron su consejera delegada, Meg O'Neill, y el vicepresidente sénior para América Latina y el Caribe, David Campbell.
Según el comunicado de BP, la Fase II contiene unos cuatro billones de pies cúbicos (TCF) de gas recuperable. Las autoridades venezolanas sitúan las reservas totales del campo en 7.3 TCF.
La Fase I había sido adjudicada a Shell el 11 de junio, en un acto encabezado también por Rodríguez en el Palacio de Miraflores, donde se suscribieron cinco instrumentos de alcance estratégico.
"La fase 1 la comparten con Shell, otro gigante en materia de gas", señaló la mandataria encargada la semana pasada, al describir la arquitectura del proyecto. BP ha indicado que ambas fases se desarrollarán ahora en paralelo.
Para XRG —brazo internacional de inversión de ADNOC, la petrolera estatal de Abu Dabi— y para UCC, se trata de su primera entrada al mercado venezolano.
Un yacimiento compartido con Trinidad
Lorán es un activo de gas natural no asociado compuesto por siete yacimientos, seis de ellos transfronterizos con Trinidad y Tobago, según la información oficial difundida durante la activación de la primera fase.
El campo constituye la porción venezolana de la acumulación Lorán-Manatee, que se extiende a ambos lados de la frontera marítima y alberga en conjunto unos 10 billones de pies cúbicos de gas recuperable. Shell desarrolla por separado Manatee del lado trinitense, donde la compañía prevé primera producción el año próximo, y ha elevado la capacidad prevista del gasoducto de conexión a mil millones de pies cúbicos diarios, frente a los 700 millones contemplados inicialmente.
Esa integración es el eje del planteamiento exportador.
"Que la energía de Venezuela cuando cruce nuestra frontera sea para llevar bienestar a otros pueblos, así como a Trinidad y Tobago, a otros países", expresó Rodríguez.
Una cartera que se reconstruye por partes
El acuerdo de Lorán es el más reciente de una secuencia iniciada tras la reforma parcial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobada por la Asamblea Nacional el 29 de enero y publicada ese mismo día en Gaceta Oficial Extraordinaria N.º 6.798, que abrió por primera vez en 50 años la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos al capital privado nacional y extranjero.
Desde entonces se han sumado varios operadores. En marzo, Repsol y Eni firmaron la reactivación de Cardón IV S.A. —la empresa conjunta que ambas controlan al 50 por ciento y que opera el campo Perla, en el golfo de Venezuela—, pausada desde 2019. Repsol precisó en abril que el entendimiento asegura la continuidad de la producción de gas durante 2026 y refuerza la estabilidad de las operaciones a largo plazo.
En abril, BP suscribió un memorando de entendimiento para desarrollar el campo Cocuina-Manakin y anunció la apertura de una oficina permanente en Caracas. Durante la firma del 13 de agosto añadió un segundo memorando, referido a la exploración del bloque Carúpano Este.
El 29 de julio, ante sus inversionistas, Eni ratificó que impulsará sus proyectos venezolanos de petróleo y gas, que ubica entre los más relevantes de su cartera corporativa mundial. Su director ejecutivo, Claudio Descalzi, indicó que la compañía prevé iniciar producción a escala aprovechando el nuevo marco legal.
El frente interno
En paralelo a la agenda exportadora, PDVSA anunció un plan de incorporación de gas metano al sistema termoeléctrico. El vicepresidente de Gas de la estatal, Jannier Viloria, estimó en entrevista con Venezolana de Televisión una entrega de unos dos mil millones de pies cúbicos diarios al mercado interno para diciembre, destinados a los sectores eléctrico, industrial, doméstico y comercial, y aseguró que el abastecimiento de metano está garantizado "al 100 por ciento".
Viloria situó las reservas de Cardón IV en 12 TCF, con una producción actual de 580 millones de pies cúbicos diarios y capacidad de duplicarla hasta mil 200 millones. Las cifras corresponden a la vocería de la estatal y no cuentan con verificación independiente.
Venezuela ya concretó este año su primera exportación de gas licuado de petróleo: el 31 de enero zarpó desde el Terminal Marino de la planta de fraccionamiento José, en Anzoátegui, el buque Chrysopigi Lady. El destino de esa carga no fue precisado oficialmente. En marzo se inició, además, el envío de gas butano en cisternas hacia Colombia a través del puente Simón Bolívar.
Lo que falta por resolver
El propio consorcio ha advertido que la licencia de Lorán II sigue sujeta a aprobaciones regulatorias, consentimiento gubernamental y cumplimiento de la normativa internacional de sanciones. Ninguno de los proyectos anunciados este año ha alcanzado una decisión final de inversión.
Por otra parte, la conexión gasífera con Colombia, anunciada por Rodríguez para "los próximos meses" a través del gasoducto Antonio Ricaurte —PDVSA sustituirá cinco kilómetros de tubería del lado colombiano—, enfrenta plazos técnicos más extensos: analistas del sector calculan entre 18 y 24 meses de trabajos y una inversión cercana a los 30 millones de dólares.
El tamaño del reto también está dimensionado. Estimaciones sectoriales publicadas en junio calculan en unos 50 mil millones de dólares la inversión requerida para aprovechar plenamente las reservas gasíferas venezolanas, las octavas del mundo.
Especialistas reunidos en febrero en la Universidad Católica Andrés Bello —entre ellos Francisco Monaldi, la presidenta de la Asociación Venezolana de Hidrocarburos, Cristina Tovar, y el ingeniero Oswaldo Felizzola— coincidieron en el potencial de apertura del nuevo marco legal, aunque alertaron sobre la necesaria rendición de cuentas.
Con las dos fases de Lorán adjudicadas, Cardón IV reactivado y tres corporaciones internacionales con presencia formal en el país, Venezuela cuenta hoy con una cartera gasífera más definida que en cualquier momento de las últimas dos décadas.
La distancia entre la licencia firmada y la molécula exportada sigue siendo considerable, pero por primera vez en 23 años, esa distancia empezó a acortarse con socios, cronogramas y contratos sobre la mesa.
ksh