Misi\u00f3n Verdad (8-10-26)<\/p>\n\n\n\n
La industria gas\u00edfera venezolana atraviesa una etapa de reactivaci\u00f3n marcada por nuevos acuerdos con empresas internacionales y por proyectos orientados a recuperar infraestructura, aumentar la producci\u00f3n y abrir nuevas v\u00edas para la comercializaci\u00f3n del gas. El m\u00e1s reciente movimiento se produjo el 5 de octubre, cuando Baker Hughes suscribi\u00f3 una alianza estrat\u00e9gica con PDVSA<\/a>, Lindsayca y Fulcrum LNG para identificar y desarrollar proyectos a lo largo de la cadena gas\u00edfera costa afuera, desde la producci\u00f3n y el procesamiento hasta el transporte, la comercializaci\u00f3n y una eventual exportaci\u00f3n de gas natural licuado (GNL). El acuerdo tambi\u00e9n contempla atender, en el corto plazo, las necesidades del mercado interno, particularmente el suministro destinado a la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica.<\/p>\n\n\n\n La discusi\u00f3n sobre el gas venezolano comienza a desplazarse desde el potencial de sus reservas hacia las condiciones necesarias para convertir ese recurso en producci\u00f3n efectiva, suministro interno y, eventual pero principalmente, exportaciones. Baker Hughes se\u00f1ala que la alianza funcionar\u00e1 inicialmente como un marco de cooperaci\u00f3n y que cada proyecto deber\u00e1 concretarse mediante acuerdos definitivos, aprobaciones internas y las autorizaciones correspondientes en materia de sanciones y controles de exportaci\u00f3n estadounidenses.<\/p>\n\n\n\n Seg\u00fan la Administraci\u00f3n de Informaci\u00f3n Energ\u00e9tica de Estados Unidos (EIA)<\/a>, Venezuela contaba en 2023 con aproximadamente 195 billones de pies c\u00fabicos de reservas probadas de gas natural, equivalentes al 73% de las reservas de gas de Am\u00e9rica del Sur. Sin embargo, el mismo organismo se\u00f1ala que cerca de 80% del gas producido en el pa\u00eds est\u00e1 asociado a la extracci\u00f3n de petr\u00f3leo y que una parte importante de la producci\u00f3n se utiliza para sostener operaciones petroleras, mientras alrededor de 30% del gas producido se reinyecta en los yacimientos para incrementar la producci\u00f3n de crudo.<\/p>\n\n\n\n Esta caracter\u00edstica ha condicionado hist\u00f3ricamente el desarrollo de la industria gas\u00edfera venezolana. El pa\u00eds dispone de una base de recursos considerable, pero buena parte de ella permanece subutilizada debido a la necesidad de ampliar infraestructura de procesamiento, transporte, almacenamiento y distribuci\u00f3n, adem\u00e1s de desarrollar proyectos espec\u00edficamente orientados a la producci\u00f3n de gas no asociado.<\/p>\n\n\n\n Los nuevos acuerdos apuntan precisamente a intervenir sobre esa brecha.<\/p>\n\n\n\n Uno de los principales activos para la expansi\u00f3n de la producci\u00f3n gas\u00edfera venezolana es el campo Perla, ubicado en el bloque Card\u00f3n IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela. El proyecto<\/a>, operado por la empresa Card\u00f3n IV, est\u00e1 participado en partes iguales por la italiana Eni y la espa\u00f1ola Repsol, y constituye actualmente una de las principales fuentes de gas natural del pa\u00eds. Eni lo identifica como el mayor campo de gas costa afuera descubierto en Am\u00e9rica Latina.<\/p>\n\n\n\n Perla inici\u00f3 su producci\u00f3n en 2015 y actualmente aporta alrededor de 580 millones de pies c\u00fabicos diarios de gas natural al mercado venezolano. La vocer\u00eda del mismo Card\u00f3n IV se\u00f1ala<\/a> que ese volumen se destina al abastecimiento nacional, mientras Repsol confirma que la producci\u00f3n actual del campo se ubica en ese nivel.<\/p>\n\n\n\n La importancia de Perla dentro del sistema energ\u00e9tico venezolano tambi\u00e9n puede medirse por su participaci\u00f3n en la demanda nacional. Seg\u00fan Eni<\/a>, la producci\u00f3n del campo representa aproximadamente 35% del consumo total de gas de Venezuela, una proporci\u00f3n que convierte a Card\u00f3n IV en un activo estrat\u00e9gico para el suministro energ\u00e9tico del pa\u00eds. El gas producido all\u00ed abastece principalmente el mercado interno, incluyendo la generaci\u00f3n el\u00e9ctrica y actividades industriales.<\/p>\n\n\n\n El siguiente paso es incrementar esa producci\u00f3n. En abril, el gerente general de Card\u00f3n IV, Gonzalo Antonio Carrillo, inform\u00f3 que Eni y Repsol proyectan elevar progresivamente la producci\u00f3n desde los actuales 580 millones hasta 645 millones de pies c\u00fabicos diarios. Para alcanzar ese objetivo, las empresas prev\u00e9n avanzar con nuevas perforaciones y mejoras en la infraestructura del campo. <\/p>\n\n\n\n El incremento previsto no se limita, por tanto, a extraer m\u00e1s gas de un yacimiento existente. Est\u00e1 asociado a la recuperaci\u00f3n y ampliaci\u00f3n de la infraestructura necesaria para procesarlo y movilizarlo. La viceministra venezolana de Gas, Cindy Rond\u00f3n, se\u00f1al\u00f3<\/a> durante la conferencia Venezuela Energ\u00e9tica que el pa\u00eds necesita acelerar la recuperaci\u00f3n de su infraestructura gas\u00edfera y optimizar el manejo del gas asociado, precisamente uno de los cuellos de botella que condicionan el aprovechamiento del recurso.<\/p>\n\n\n\n El desarrollo de Card\u00f3n IV tambi\u00e9n ha adquirido una dimensi\u00f3n comercial adicional durante 2026. En marzo, Venezuela, Eni y Repsol alcanzaron un acuerdo<\/a> destinado a garantizar la sostenibilidad de la producci\u00f3n de gas del proyecto y establecer mecanismos para su continuidad. Repsol inform\u00f3 posteriormente que el acuerdo contempla mecanismos de pago mediante cargamentos de crudo venezolano y que la compa\u00f1\u00eda recibi\u00f3 en mayo el primero de esos cargamentos como pago por el gas producido en Card\u00f3n IV.<\/p>\n\n\n\n El otro gran frente de expansi\u00f3n est\u00e1 en la Plataforma Deltana, donde Venezuela comenz\u00f3 a destrabar el desarrollo del campo Lor\u00e1n, uno de sus principales activos de gas no asociado costa afuera. En junio de 2026 se otorg\u00f3 a Shell la licencia para la Fase I del proyecto. De acuerdo con el Ministerio del Poder Popular para Relaciones Exteriores<\/a>, el campo cuenta con siete yacimientos, seis de ellos transfronterizos con Trinidad y Tobago. El acuerdo contempla el desarrollo de gas para atender tanto el mercado interno como futuras oportunidades de exportaci\u00f3n.<\/p>\n\n\n\n Dos meses despu\u00e9s Venezuela otorg\u00f3 los derechos para la Fase II de Lor\u00e1n a una alianza integrada por BP Exploration, UCC Oil and Gas Holding y XRG, brazo de inversi\u00f3n internacional de la compa\u00f1\u00eda energ\u00e9tica de Emiratos \u00c1rabes Unidos. BP asumir\u00e1 la operaci\u00f3n t\u00e9cnica y las empresas tendr\u00e1n participaciones iguales. Seg\u00fan el Ministerio de Hidrocarburos, esta fase permitir\u00e1 proyectar el desarrollo de hasta 4 billones de pies c\u00fabicos de gas no asociado, con tecnolog\u00eda para operaciones en aguas profundas y posibilidades de monetizaci\u00f3n en mercados internacionales.<\/p>\n\n\n\n El tama\u00f1o del activo explica parte del inter\u00e9s internacional. Shell ha descrito el gas como una de las \u00e1reas donde observa mayor potencial en Venezuela, mientras que su participaci\u00f3n en Lor\u00e1n forma parte de los nuevos proyectos que la compa\u00f1\u00eda eval\u00faa en el pa\u00eds. El CEO de Shell, Wael Sawan, se\u00f1al\u00f3<\/a> en octubre que la empresa ve una ventaja competitiva particularmente fuerte en el gas venezolano frente a proyectos de crudo pesado.<\/p>\n\n\n\nCard\u00f3n IV: aumentar la producci\u00f3n y consolidar el suministro interno<\/h3>\n\n\n\n
Lor\u00e1n y el offshore<\/em>: ampliar la frontera gas\u00edfera<\/h3>\n\n\n\n