La licencia para reactivar el campo Dragón le permitirá al país caribeño recuperar su capacidad para licuar gas y exportarlo, que se había visto interrumpida por las sanciones de Washington a Caracas. Para Venezuela representa un ingreso de divisas clave en un escenario de tensión geopolítica.
Estados Unidos autorizó a Trinidad y Tobago a reanudar su cooperación energética con Venezuela en el proyecto gasífero Dragón, ubicado en aguas del Caribe, tras un período de restricciones impuesto por las sanciones de Washington a Caracas.
La medida, anunciada por el fiscal general de Trinidad y Tobago, John Jeremie, habilita formalmente al país caribeño a negociar con el gobierno venezolano las condiciones comerciales del emprendimiento, en el que también participa Shell y BP. Las petroleras apuntan a reactivar la iniciativa que había quedado paralizada por decisiones políticas y regulatorias previas.
Se espera que el proyecto aporte volúmenes clave para compensar la caída de la producción local de Trinidad y Tobago.
Según explicó Jeremie, “la licencia, que fue otorgada ayer, se otorgó de conformidad con los poderes conferidos por la ley estadounidense en las regulaciones de sanciones a Venezuela”. Los próximos pasos serán definir la estructura contractual y establecer los términos de suministro de gas natural.
Para Trinidad y Tobago es fundamental la reactivación de la compra de gas ya que concentra la mayor infraestructura de licuefacción de gas de la región. Sin embargo, se trata de una operación compleja dado el contexto internacional marcado por el despliegue naval de los Estados Unidos en el Caribe.
Si bien el país norteamericano no tiene intenciones en contraer su presencia armada en la región, optó por flexibilizar ciertas restricciones económicas en favor de una mayor estabilidad energética regional.
El campo Dragón, ubicado en aguas venezolanas, contiene recursos estimados en 4,2 billones de pies cúbicos (tcf) de gas y fue objeto de una licencia de desarrollo por 30 años otorgada por el gobierno de Venezuela en 2024.
Las idas y vueltas de las sanciones
Se espera que el proyecto aporte volúmenes clave para compensar la caída de la producción local de Trinidad y Tobago, país que históricamente dependió de su sector gasífero para sostener exportaciones y fiscalidad. La intervención de Shell y la participación de la empresa estatal National Gas Company (NGC) fue clave para la nueva habilitación.
Durante la administración de Donald Trump, en abril pasado, se habían revocado las licencias que amparaban las operaciones de Shell y BP en Venezuela, afectando tanto al proyecto Dragón como a otros emprendimientos de cooperación energética.
Aquella decisión revirtió la política más flexible que había sostenido el gobierno de Joe Biden, cuyas licencias especiales permitieron mantener el diálogo técnico entre compañías y autoridades venezolanas.
Se fortalece un competidor en el mercado de GNL
La recuperación de Trinidad y Tobago repercute en la región, especialmente dado el contexto internacional en el que el gas adquirió un valor estratégico.
La creciente demanda de GNL, los planes de exportación de nuevos actores —como Argentina, que prevé sumarse al mercado a partir de 2027 con el proyecto Argentina LNG— y la volatilidad de los precios internacionales refuerzan la importancia de cada fuente disponible.
Trinidad y Tobago, que posee la segunda mayor capacidad de exportación de GNL en el continente americano después de Estados Unidos, enfrenta desde hace años un descenso sostenido de su producción de gas. La falta de nuevos yacimientos operativos redujo su nivel de actividad y dejó fuera de servicio cerca de dos tercios de su capacidad de licuefacción.
Por eso, la recuperación del proyecto Dragón representa una oportunidad para restablecer el flujo de materia prima hacia las plantas del complejo Atlantic LNG, considerado uno de los pilares de su economía. La planta cuenta con cuatro trenes de licuefacción y una capacidad instalada de 15,8 millones de toneladas anuales.
Atlantic LNG es una sociedad integrada por NGC, Shell y BP, y ha sido un actor clave en el mercado mundial de gas natural licuado. De hecho, en 2022, su producción representó el 15% del total global de Shell y el 18% del total de BP.
