El campo Loran, descubierto hace más de dos décadas, es uno de los yacimientos de gas natural no asociado más relevantes del oriente venezolano, con reservas que llevan años en la mira de operadores internacionales interesados en abastecer tanto el mercado interno como eventuales exportaciones licuadas hacia el Caribe. Su desarrollo, sin embargo, ha estado condicionado por las restricciones que Estados Unidos impuso a Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y a sus socios extranjeros.
La participación de BP, con sede en Londres y presencia histórica en yacimientos de gas del Caribe —incluida Trinidad y Tobago, país vecino de Loran—, resulta significativa porque la compañía ya opera en el bloque Cocuina-Manakin, contiguo al yacimiento venezolano en territorio trinitense. Esa cercanía geográfica ha alimentado durante años negociaciones para una eventual explotación conjunta o unificada del campo, que se extiende a ambos lados de la frontera marítima entre los dos países.
La entrada de XRG, brazo de inversión internacional de la petrolera estatal de Abu Dabi (Adnoc), y de UCC, vinculada a intereses cataríes en el sector energético, añade una dimensión geopolítica al acuerdo: ambos países del golfo Pérsico han intensificado en los últimos años su búsqueda de activos gasíferos fuera de Oriente Medio, en un contexto de transición energética global y de creciente demanda de gas natural licuado como combustible de transición.
Una industria en contracción busca oxígeno
Para Venezuela, cuya producción petrolera se redujo desde más de 3 millones de barriles diarios a comienzos de siglo hasta niveles muy inferiores en la última década —según registros del Banco Central de Venezuela y de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)—, la posibilidad de reactivar proyectos gasíferos representa una vía alterna de ingresos en momentos de fuerte presión fiscal y escasez de divisas.
El acercamiento a operadores como BP marca un giro relativo respecto a la política impulsada por el expresidente Hugo Chávez, quien promovió la nacionalización de buena parte de la industria petrolera venezolana, un proceso que derivó en la salida o reducción de participación de varias multinacionales. El desarrollo de proyectos de gran escala que el Estado venezolano no puede financiar por sí solo abre paso ahora a fórmulas de asociación con capital extranjero.
El marco jurídico venezolano exige que todo proyecto de explotación de hidrocarburos cuente con la aprobación de la Asamblea Nacional y se enmarque en contratos de empresa mixta, en los que Pdvsa debe mantener una participación mayoritaria, de acuerdo con la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente. No ha trascendido si el acuerdo con BP, XRG y UCC se ajusta a esa figura o si corresponde a un esquema de servicios distinto.
Ni el gobierno venezolano ni las empresas mencionadas se han pronunciado públicamente sobre los términos exactos del acuerdo, incluidos plazos de inversión, cronograma de producción o el reparto de participación entre los tres socios. Tampoco se ha precisado si el pacto requiere algún tipo de autorización especial por parte de EE. UU., dado el historial de sanciones que ha limitado la actividad de compañías internacionales en el sector petrolero y gasífero venezolano.
El factor Washington y el precedente Chevron
La política de sanciones estadounidenses hacia Pdvsa, impuesta de forma escalonada desde 2019, ha incluido licencias específicas que en distintos momentos han permitido a empresas como Chevron operar de manera limitada en Venezuela. Un eventual visto bueno de Washington para que BP participe en Loran sería un indicio adicional de flexibilización en la política sancionatoria hacia Caracas, aunque no hay constancia hasta ahora de que tal autorización se haya otorgado.
La disputa entre Venezuela y Trinidad y Tobago por yacimientos transfronterizos de gas no es nueva: ambos países firmaron en 2018 un acuerdo de unificación para el desarrollo conjunto del campo Dragón, ubicado también en aguas compartidas, como antecedente de cooperación energética bilateral en la región. Loran, por su ubicación, podría seguir una lógica similar si las negociaciones avanzan hacia una explotación coordinada con el bloque trinitense de Cocuina-Manakin.
La consolidación de proyectos de gas en la frontera marítima entre ambos países podría fortalecer a Trinidad y Tobago como centro regional de licuefacción, dado que ese país cuenta con la infraestructura de la planta Atlantic LNG, una de las mayores instalaciones de exportación de gas licuado del Caribe.
De avanzar el desarrollo del acuerdo, los próximos hitos a observar serán la eventual ratificación por parte de la Asamblea Nacional venezolana, la publicación de los términos contractuales en fuentes oficiales del Ministerio de Petróleo de Venezuela y una eventual reacción de las autoridades de Trinidad y Tobago, dado el carácter transfronterizo del yacimiento. También será relevante seguir si Washington emite algún pronunciamiento sobre la participación de BP en el proyecto.
