The Daily Journal.- La petrolera británica Shell considera que su principal ventaja competitiva en Venezuela está en el desarrollo de gas natural, más que en la producción de crudo pesado, una estrategia que está tomando forma con su participación en los proyectos offshore en los campos Loran y Dragon y con nuevos acuerdos para desarrollar activos petroleros y gasíferos en tierra.
El presidente ejecutivo de Shell, Wael Sawan, dijo este martes que la compañía continuará evaluando oportunidades en Venezuela, pero señaló que el gas representa un área de mayor fortaleza para la empresa en el país, reseñó Reuters.
La posición de Sawan se produce después de que Venezuela y Shell firmaran en junio cinco acuerdos para avanzar en proyectos de petróleo y gas, entre ellos la licencia para desarrollar la primera fase del campo de gas offshore Loran, cuyas reservas totales se estiman en unos 7,3 billones de pies cúbicos.
Shell tiene además a Dragon como otro de sus principales proyectos gasíferos en Venezuela. El campo, ubicado en aguas venezolanas próximas a Trinidad y Tobago, contiene unas reservas estimadas de 4,5 billones de pies cúbicos y está concebido para enviar gas a Trinidad, donde podría ser procesado y convertido en gas natural licuado (GNL).
La compañía recibió en febrero autorización para avanzar con el proyecto después de que Estados Unidos emitiera licencias generales que permitieron reactivar actividades de exploración y desarrollo energético en Venezuela. Shell ha señalado que espera comenzar a producir gas de Dragon en aproximadamente tres años.
La conexión con Trinidad es estratégica para Shell. La petrolera posee 45% de Atlantic LNG, participación que comparte con BP, mientras que la National Gas Company de Trinidad y Tobago posee el 10% restante. La planta tiene una capacidad nominal de 12 millones de toneladas anuales de GNL y registró exportaciones de 9 millones de toneladas en 2025 debido a restricciones en el suministro de gas.
Loran amplía la apuesta gasífera
En Loran, Shell obtuvo la licencia para desarrollar la primera fase del campo, mientras que una segunda fase fue otorgada posteriormente a un consorcio integrado por BP, la emiratí XRG y la catarí UCC. Esta segunda fase tiene derechos para producir hasta 4 billones de pies cúbicos de gas de unas reservas totales estimadas en 7,3 billones de pies cúbicos.
Shell también opera el campo Manatee, en aguas de Trinidad y Tobago, que se encuentra conectado geológicamente con Loran. Ambos campos concentran conjuntamente alrededor de 10 billones de pies cúbicos de reservas recuperables. Shell ya comenzó el desarrollo de Manatee y espera obtener su primera producción en 2027.
La propia Shell identifica actualmente a Dragon y Loran como opciones clave previas a una decisión final de inversión (FID) dentro de su cartera global de gas integrado. La empresa registra ambos proyectos en Venezuela con una participación de 100% y como activos operados por Shell.
El desarrollo de Loran también tiene una dimensión regional. El yacimiento se extiende hacia aguas de Trinidad y Tobago y forma parte de una estrategia venezolana para comenzar a exportar gas offshore hacia ese país, donde podría incorporarse a la cadena de producción de GNL.
El petróleo como complemento
Aunque Sawan ha puesto el énfasis en el gas, la expansión de Shell en Venezuela también incluye activos petroleros. En marzo, Reuters reportó que la compañía había firmado acuerdos preliminares para desarrollar los campos Carito y Pirital, ubicados en la región de Monagas Norte.
Estos campos tienen una particularidad relevante para la estrategia venezolana: producen crudos livianos y medianos, además de gas natural. Ese tipo de crudo es particularmente valioso para Venezuela porque puede utilizarse como diluyente para facilitar la producción y exportación de los crudos extrapesados de la Faja del Orinoco.
Los acuerdos firmados posteriormente en junio contemplaron una alianza técnica para avanzar en adquisiciones y aumentar la producción de los campos de Monagas Norte, así como un acuerdo para adquirir equipos y repuestos destinados a reducir la quema de gas.
La zona de Punta de Mata, que incluye Pirital, Carito y el vecino campo El Furrial, produjo alrededor de 94.000 barriles diarios de crudo y 1.030 millones de pies cúbicos diarios de gas en febrero, según las cifras citadas entonces por Reuters. De ese volumen de gas, unos 350 millones de pies cúbicos diarios eran quemados.
