¿Quién termina quedándose con el gas?

Atlantic LNG, la empresa en Trinidad, tiene una capacidad nominal instalada de 15 millones de toneladas al año. Su problema no ha sido la falta de infraestructura de LNG, sino la falta de gas para operarla plenamente. Esa escasez incluso obligó a cerrar uno de sus cuatro trenes.

Y ahora la nueva producción se está organizando alrededor de toda esa infraestructura. Shell tomó la decisión final de inversión sobre Manatee, la porción trinitense del campo Loran-Manatee, con inicio de producción en 2027 y un pico estimado cercano a 604 MMscf/d. El diseño incluye ocho pozos y un ducto de 110 kilómetros hasta la planta de procesamiento Beachfield, desde donde el gas puede fluir hacia Atlantic LNG o al mercado doméstico de Trinidad.

Del lado de Trinidad no estamos hablando de una necesidad futura. Hablamos de un ducto que ya existe. El procesamiento ya existe. La infraestructura de LNG ya existe. Incluso la industria petroquímica ya existe. Tienen compradores y empresas con posiciones en varios puntos de esa cadena.

Luego está Cocuina-Manakin. BP y la empresa estatal trinitense NGC acordaron comercializar 70% de la producción futura hacia Atlantic LNG y el 30% restante hacia petroquímica. Ese proyecto todavía necesita alcanzar una decisión final de inversión que, según Reuters, podría ocurrir antes de finalizar 2026.

En otras palabras: el campo todavía no produce comercialmente y ya se está decidiendo buena parte del destino de esa molécula. Para mí, ese es el punto clave. La competencia por el gas no empieza cuando sale del subsuelo. Empieza años antes.

Empieza cuando alguien decide quién tiene la participación. Cuando se diseña el ducto. Cuando se firma el acuerdo de compraventa. Cuando se define el comprador. Cuando se arma el financiamiento. Y, finalmente, cuando llega la FID.

Para cuando la molécula existe físicamente, buena parte de su futuro ya está cerrado por contrato.

La necesidad física no equivale a demanda comercial

Eso tiene implicaciones reales para Venezuela. Porque Venezuela también necesita genuinamente ese gas. No solo para uso residencial o para reparar la red eléctrica. Lo necesita para recuperar capacidad térmica, sostener la producción petrolera, alimentar compresión, procesamiento, refinación, sistemas de agua, petroquímica y los puertos que eventualmente podrían anclar nueva actividad industrial.

Una recuperación de petróleo y gas probablemente aumentará la demanda eléctrica antes de aliviarla. Pero la necesidad física no es lo mismo que la demanda comercial. Venezuela puede necesitar esa molécula mucho más que Trinidad y aun así ser un comprador menos atractivo.

Porque Trinidad puede decir: aquí está el ducto, aquí está la planta, aquí está el comprador, aquí está Atlantic LNG, aquí está incluso el contrato. Y así es como cobramos.

Venezuela todavía tiene que resolver buena parte de esa secuencia.

Eso no significa que exportar el gas esté mal.

El punto es que monetizar recursos costa afuera mediante infraestructura que ya existe a pocos kilómetros puede ser una de las formas más rápidas de hacer invertibles ciertos proyectos venezolanos, sin esperar que todo el país esté funcionando. Y, honestamente, sería absurdo ignorar esa ventaja.

La pregunta real es: ¿cómo capturas esa oportunidad sin comprometer todo el gas que podría necesitarse mañana para reconstruir la propia capacidad de Venezuela?

El problema central es que una política de “reservemos un porcentaje para Venezuela” no basta por sí sola. Puedes reservar gas en un contrato y aun así no tener una planta disponible para consumirlo. Puedes construir una planta y seguir sin un ducto que lleve la molécula hasta allí. Puedes tener ambos y aun así no tener un comprador que pueda pagar de forma confiable.

En infraestructura, todas esas cosas forman parte del mismo sistema.

Perla es la advertencia

Venezuela ya tiene un precedente bastante incómodo de lo que ocurre cuando una parte funciona y la otra no.

El proyecto Perla produce gas costa afuera para el mercado doméstico. Eni y Repsol lo operan, y PDVSA compra parte de esa producción. El gas se utiliza principalmente para generación eléctrica. En principio, suena exactamente como el modelo que Venezuela necesita.

Pero en ese proyecto falló la parte del pago. Para finales de 2025, PDVSA debía alrededor de 3.300 millones de dólares a Eni, incluido aproximadamente un millardo en intereses acumulados. Las restricciones financieras y de sanciones interrumpieron durante periodos importantes el mecanismo mediante el cual Eni podía recibir crudo como pago por el gas. Ahora, en 2026, ese arreglo de pago en especie vuelve a operar bajo el nuevo marco proporcionado por Estados Unidos.

Para mí, Perla no es un argumento contra el uso de gas para electricidad en Venezuela. Es lo contrario. Es una advertencia sobre cómo no hacerlo. Decir que la molécula tiene mayor valor social dentro del país no basta. Al final, el productor necesita cobrar.

Los contratos tienen que sobrevivir los cambios políticos. El mecanismo de pago tiene que funcionar. Los volúmenes deben poder auditarse. Cada obligación tiene que ser verificable.

Y si el arreglo depende de autorizaciones estadounidenses, esa vía legal tiene que tratarse como parte de la infraestructura del proyecto, no como una nota al pie. La OFAC autoriza hoy ciertas operaciones de petróleo y gas para empresas como BP, Shell, Eni y Repsol, pero bajo condiciones específicas sobre contratos, pagos y transacciones con el gobierno interino y PDVSA.

Dos destinos financiables para el mismo recurso

Eso cambia la conversación. La pregunta no es solo: ¿exportamos el gas o lo usamos en Venezuela? La pregunta real es: ¿cómo construimos dos destinos financiables para la misma nueva base de recursos?

Uno hacia Trinidad, LNG y los mercados internacionales. Otro hacia generación, industria y activos estratégicos dentro de Venezuela. Y hacer que ambos puedan pagar.

Porque si Venezuela espera a que Loran, Cocuina-Manakin, Dragon y otros proyectos estén produciendo para decidir cuánto gas necesita internamente, probablemente será demasiado tarde.

El momento para crear demanda venezolana es antes. Eso puede significar reservar volúmenes domésticos dentro del diseño comercial original. Pero también significa construir el destino físico para esos volúmenes. Una planta eléctrica. Un complejo petroquímico. Un corredor industrial. Un sistema eléctrico construido alrededor de un puerto. Un clúster petrolero capaz de operar parcialmente aislado de la red nacional.

Y junto a ese activo tiene que existir un contrato de gas creíble con un mecanismo de pago auditable.

Probablemente ocurra lo contrario de lo que preocupa: Trinidad puede ser precisamente una de las razones por las que parte del gas del oriente venezolano finalmente llegue a desarrollarse. Eso es una ventaja. Pero también crea una nueva responsabilidad. Venezuela no puede asumir que, por tener enormes recursos de gas, ese gas estará disponible cuando el país decida que lo necesita. La geología no es lo mismo que la disponibilidad. Y la producción tampoco significa que sea accesible.

Una molécula puede existir bajo aguas venezolanas y, comercialmente, pertenecer ya a una cadena que termina en Point Fortin años antes de llegar a la superficie. Por eso el caso Cocuina-Manakin me importa tanto. No por la división específica de 70/30. Sino porque muestra dónde se toma realmente esa decisión.

Si Venezuela va a reconstruirse desde los nodos hacia afuera, esos nodos necesitan más que turbinas y ductos. Necesitan competir por energía dentro de la arquitectura comercial que se está construyendo ahora mismo. Y ese puede ser uno de los asuntos decisivos de los próximos años. Al final, todo se reduce a quién construye primero una razón física, contractual y financiera para que la molécula vaya en su dirección.