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Julio A. López, editor en jefe – Venezuela dispone de dos principales yacimientos de gas natural en el occidente del país que podrían contribuir a resolver la crisis energética colombiana. PetroUrdaneta y el campo Perla suman un potencial extraordinario, pero su aprovechamiento dependerá de inversiones, de acuerdos comerciales y de la rehabilitación del gasoducto Antonio Ricaurte.
Colombia enfrenta una creciente presión sobre su suministro de gas natural. La disminución de las reservas nacionales, el aumento de las importaciones y las dificultades para desarrollar nuevos proyectos han convertido la seguridad energética en una prioridad económica. Una posible respuesta se encuentra al otro lado de la frontera, en los yacimientos venezolanos del estado Zulia y en el golfo de Venezuela.
Tres empresas internacionales podrían sustentar esta solución: la estadounidense KEO Energy, vinculada a la operación de PetroUrdaneta, y las europeas Eni y Repsol, operadoras del gigantesco yacimiento Perla.
La dimensión de los recursos resulta significativa. PetroUrdaneta dispondría de aproximadamente un trillón de pies cúbicos (TCF) de gas natural, según la información suministrada sobre el proyecto, una cifra cuya clasificación y certificación independientes aún deben verificarse.
Por su parte, Perla, descubierto en 2009 y desarrollado mediante Cardón IV, sociedad en la que Eni y Repsol son partícipes en partes iguales, contiene aproximadamente 17 TCF de gas en sitio, según estimaciones publicadas por la compañía italiana. Esta magnitud no debe confundirse con las reservas probadas y recuperables.
Para dimensionar el potencial, Colombia consume aproximadamente 0,34 TCF de gas natural al año. Esto significa que un volumen recuperable de un TCF equivaldría, matemáticamente, a casi tres años de demanda nacional, aunque su producción y entrega requerirían muchos años de desarrollo.
Una oportunidad para Petrourdaneta
El potencial de KEO Energy es más relevante por su ubicación en el occidente venezolano, relativamente próxima a la infraestructura de transporte que conecta ambos países.
Un proyecto capaz de suministrar 100 millones de pies cúbicos diarios cubriría alrededor del 11 % de la demanda colombiana estimada. Si alcanzara 200 millones, su participación potencial superaría el 20 %.
Estos escenarios no constituyen compromisos de producción ni de exportación. Su materialización dependerá de la capacidad real de los pozos, de las instalaciones de tratamiento y compresión, de los contratos y de los permisos correspondientes.
Perla: un gigante frente al mercado colombiano
El campo Perla es uno de los descubrimientos de gas costa afuera más importantes de América Latina.
En su actualización para inversionistas de 2026, Eni informó una producción aproximada de 580 millones de pies cúbicos diarios y presentó proyectos destinados a incrementar el aprovechamiento comercial del yacimiento.
En septiembre, la petrolera italiana también confirmó un acuerdo orientado a sostener y aumentar la producción de Perla, a atender el mercado venezolano y a establecer condiciones para futuras exportaciones.
Una fracción de esa capacidad, siempre que hubiera volúmenes disponibles y acuerdos de suministro, podría representar una contribución al mercado colombiano.
El gasoducto Antonio Ricaurte: la conexión estratégica
La infraestructura decisiva sería el gasoducto transfronterizo Antonio Ricaurte, construido originalmente para conectar los sistemas gasíferos de Colombia y Venezuela.
Su rehabilitación permitiría evaluar el transporte de gas venezolano hacia Colombia, reduciendo potencialmente la dependencia de los suministros importados por buques metaneros.
Sin embargo, la existencia del gasoducto no garantiza su disponibilidad inmediata. La infraestructura requiere evaluaciones técnicas, rehabilitación y verificación de su capacidad para operar en la dirección y bajo las condiciones necesarias.
Además, PetroUrdaneta y Perla necesitarían contar con conexiones aptas, capacidad de transporte contratada y autorizaciones regulatorias.
Un negocio de miles de millones de dólares
A un precio ilustrativo de US$8 por millón de unidades térmicas británicas (BTU), un suministro continuo de 200 millones de pies cúbicos diarios podría generar aproximadamente US$602 millones en ingresos brutos anuales.
Durante diez años, representaría más de US$6.000 millones en ventas potenciales, antes de considerar inversiones, transporte, impuestos y costos operativos.
Para Colombia, la oportunidad consiste en diversificar su abastecimiento, reducir su exposición a la volatilidad internacional del GNL y fortalecer la seguridad energética de los hogares y las industrias.
Para Venezuela, significaría monetizar los recursos gasíferos, atraer inversiones y recuperar la infraestructura estratégica.
La pregunta ya no es únicamente cuánto gas hay bajo el subsuelo venezolano. La cuestión fundamental es cuánto puede producirse, transportarse y comercializarse de forma competitiva.
KEO Energy, Eni y Repsol podrían convertirse en protagonistas de una solución energética binacional. Pero transformar ese potencial en un suministro efectivo exigirá inversiones, decisiones regulatorias y acuerdos comerciales que aún deben concretarse.
