Venezuela está cerca de aprobar una licencia para que Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago desarrollen un prometedor yacimiento de gas natural en altamar y exporten su producción al país caribeño, dijeron dos fuentes cercanas al asunto.
La licencia podría poner en marcha un largo esfuerzo de Trinidad por impulsar su procesamiento de gas y sus exportaciones petroquímicas, al tiempo que proporcionaría a Venezuela una muy necesaria fuente extra de dinero en efectivo, señala una nota de Reuters
Los dos países pretenden acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que Estados Unidos emitió en enero una autorización de dos años que permitía el desarrollo del yacimiento.
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Venezuela, que posee las mayores reservas de gas de América Latina, y la vecina Trinidad, el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) de la región, complementarían mutuamente sus necesidades de producción y exportación de gas.
Ambas naciones están discutiendo una licencia de exploración y producción de 25 años para el campo Dragón, que contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas y se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima entre los dos países.
Algunos términos están aún por resolver, pero si todo va bien podría firmarse un acuerdo en los próximos días, dijeron las personas.
Shell operaría el proyecto con una participación del 70% y NGC de Trinidad tendría el 30% restante según los términos propuestos, dijeron las personas.
Participación de PDVSA
La estatal venezolana PDVSA, que descubrió las reservas de Dragon y pagó por la infraestructura existente, no tendría una participación en el proyecto, pero Venezuela recibiría dinero en efectivo o una parte de la producción de gas como regalías.
PDVSA terminó en 2013 las pruebas de producción de gas en Dragon, pero el yacimiento nunca ha estado comercialmente activo debido a la falta de capital de la empresa y, más recientemente, a las sanciones de EE.UU.
El mes pasado, Estados Unidos suavizó temporalmente las sanciones a Venezuela y modificó la autorización para Dragon, permitiendo a Caracas recibir los ingresos de las ventas de gas. Desde entonces, las negociaciones se han acelerado, según una tercera fuente.
El ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, declaró a principios de octubre que las partes habían iniciado negociaciones sobre el precio del gas de Dragon.
Volúmenes, precios, oleoductos
La licencia propuesta permitiría que un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos por día (mcfd) de gas venezolano fuera a Trinidad para la producción de GNL, a partir de finales de 2026, y 50 mcfd adicionales a plantas petroquímicas, dijeron las personas.
Trinidad y Tobago tiene capacidad para procesar 4.200 millones de pies cúbicos al día (bcfd) en GNL, petroquímica y energía, pero su producción de gas es de unos 2.700 bcfd.
La falta de gas ha provocado el cierre de una de sus unidades de procesamiento de GNL.
Las partes han acordado en principio un precio que haría que el gas cruzara la frontera a menos de 3 dólares por mcf, dijeron las fuentes.
PDVSA ha presionado para que se pague por adelantado un bono de firma de unos 65 millones de dólares. Pero Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a ciertos hitos, como el primer gas, añadieron las fuentes.
Las partes están considerando dos líneas separadas para transportar el gas: una parcialmente construida por PDVSA hasta Güiria, en la costa oriental de Venezuela. Una segunda línea conectaría con el campo Hibiscus de Shell en Trinidad.
Si las partes acuerdan que parte del gas pase por Güiria, podría ser necesario un gasoducto corto adicional que conectara Güiria con Point Fortin, donde se encuentran las plantas de GNL de Trinidad.
Esa opción permitiría a Venezuela procesar el gas en sus costas, quedándose con lo que necesite para abastecer el mercado nacional y exportando potencialmente líquidos de gas en el futuro. Pero añadir una nueva línea podría alargar el tiempo para que el proyecto comience a producir a cinco años, en lugar de tres como se esperaba, dijeron las fuentes.
Fuente: Reuters
