El escenario energético regional vuelve a reconfigurarse en momentos de alta tensión política, tras el arresto del presidente venezolano Nicolás Maduro por autoridades de Estados Unidos. En este nuevo contexto, la industria energética internacional vuelve a poner la mirada en Venezuela y en un antiguo proyecto de gas natural licuado (GNL) que, de reactivarse, podría convertirse en un competidor directo del desarrollo argentino de Vaca Muerta.
Más allá de la disputa por inversiones en el negocio petrolero, el eventual cambio político en Venezuela abre la puerta a reflotar una iniciativa estratégica junto a Trinidad y Tobago, un actor clave del mercado regional de GNL que hoy enfrenta severas limitaciones productivas.
Trinidad y Tobago cuenta con cuatro trenes de licuefacción de gas, con una capacidad exportadora superior a los 15 millones de toneladas anuales (MTPA), lo que lo posiciona como el segundo mayor exportador de GNL del continente, solo detrás de Estados Unidos. Sin embargo, el país atraviesa desde hace años un fuerte declive en su producción gasífera, estimado en torno al 40%, lo que ha dejado parte de esa infraestructura subutilizada.
Para revertir esa situación, desde hace tiempo se analiza la posibilidad de construir un gasoducto submarino que conecte yacimientos offshore venezolanos con las plantas de licuefacción trinitenses. El proyecto permitiría abastecer rápidamente esos trenes sin necesidad de nuevas plantas industriales.
Aunque la iniciativa fue discutida en varias oportunidades en el pasado, la falta de seguridad jurídica en Venezuela y las tensiones políticas terminaron por frustrarla. El nuevo escenario, marcado por un reordenamiento institucional tras la salida de Maduro, vuelve a despertar expectativas entre empresas y gobiernos.
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Shell y los campos clave
Entre las compañías interesadas en el proyecto figura Shell, que busca desarrollar el campo Dragón, uno de los de mayor potencial en la región, con recursos estimados en unos 4,2 trillones de pies cúbicos (TCF). A la par, también podría destrabarse el desarrollo del campo Manatee, compartido entre Venezuela y Trinidad y Tobago, con reservas cercanas a los 10 TCF, cuya explotación se había demorado por cuestiones regulatorias y de soberanía.
La principal ventaja del proyecto venezolano es su bajo costo relativo: no requiere la construcción de nuevas plantas de licuefacción, sino únicamente el desarrollo de campos offshore de baja profundidad y un gasoducto de corta extensión.
En paralelo, Argentina avanza con su propio esquema de exportación de GNL, liderado por YPF y socios internacionales. Actualmente, el país cuenta con dos proyectos con decisión final de inversión: las unidades flotantes Hilli Episeyo y MKII del consorcio Southern Energy, que suman una capacidad inicial de 6 MTPA.
El plan contempla la instalación de dos unidades flotantes entre 2027 y 2028 en el Golfo San Matías, alimentadas por un gasoducto de 500 kilómetros desde Vaca Muerta, con una capacidad ampliable hasta 22 MTPA. En una segunda etapa, YPF, Eni y XRG proyectan elevar la capacidad total hasta 18 MTPA, con miras a iniciar exportaciones entre 2030 y 2031.
Según estimaciones de la International Gas Union (IGU), el mercado asiático aparece como el principal destino estratégico, aunque el éxito del proyecto dependerá de la firma de contratos de largo plazo que permitan reducir la exposición a la volatilidad del mercado global.
Un tablero que se reordena
Con Venezuela nuevamente en el centro del tablero energético y político regional, el resurgimiento del proyecto de GNL junto a Trinidad y Tobago introduce un nuevo factor de competencia para Argentina. La evolución del contexto institucional venezolano y las definiciones geopolíticas de Estados Unidos serán claves para determinar si este viejo plan se convierte finalmente en una amenaza concreta para el GNL argentino.
