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Julio A. López, editor jefe.- En una entrevista exclusiva con The Daily Journal, el doctor Evanán Romero, exviceministro de Energía y Minas de Venezuela y protagonista de la apertura petrolera de los años 90, explicó por qué la asociación gasífera entre Venezuela y Trinidad y Tobago podría convertirse en el negocio energético más rentable —y menos comprendido— de la región.
Esta entrevista forma parte de un podcast que se publicará la próxima semana a través de las redes sociales de The Daily Journal.
Romero detalló que existen yacimientos de gas compartidos entre ambos países en la Cuenca del Caribe: Loran-Manatí y Manakin-Cocuina. Según explicó, estos campos representan la única alternativa realista para mantener operativo el complejo de licuefacción de Atlantic LNG en Trinidad, cuyos yacimientos propios están en declive acelerado.
“Construir un complejo de gas licuado en Venezuela costaría hoy entre 10.000 y 11.000 millones de dólares. ¿Quién nos va a financiar eso si no tenemos crédito como república?”, planteó Romero, defendiendo la lógica de aprovechar la infraestructura ya construida en suelo trinitario en lugar de replicarla en Venezuela.
Ese razonamiento coincide con el diagnóstico de expertos internacionales: según el Center for Strategic and International Studies (CSIS), Trinidad es clave para la capacidad de Venezuela como proveedor de gas al mundo, gracias a su proximidad geográfica y a que ya cuenta con instalaciones establecidas para la exportación de gas natural licuado. El propio complejo Atlantic LNG opera con capacidad ociosa: tiene una capacidad instalada de 15,5 millones de toneladas métricas anuales, reducida a 12 millones por falta de gas, y el año pasado despachó menos de 9 millones de toneladas.
Existe otro campo importante, con reservas estimadas en 4,2 billones de pies cúbicos de gas en aguas someras, entre 100 y 125 metros de profundidad, y con riesgo geológico mínimo, que es operado por Shell junto con la empresa estatal trinitaria bajo una licencia de 30 años, aunque Maduro suspendió el proyecto en octubre de 2025. Con el cambio político en Venezuela, Trinidad relanzó las conversaciones: una delegación trinitaria viajó a Caracas para reunirse con funcionarios venezolanos sobre el proyecto Dragón, y la propia empresa pública trinitaria evalúa reactivar el primer tren de licuefacción de Atlantic LNG, inactivo desde hace años, ante la incertidumbre geopolítica derivada de la guerra entre Estados Unidos, Israel e Irán.
En paralelo, Shell avanza en Loran-Manatí, el yacimiento que Romero calificó como el más relevante por su volumen. El campo Manatí, en aguas trinitarias, contiene unos 2,7 billones de pies cúbicos, mientras que el campo Loran, del lado venezolano, alberga aproximadamente 7,3 billones de pies cúbicos. Shell trabaja para lograr el primer gas del yacimiento conjunto en 2027 y ya amplió la capacidad del gasoducto que transportará el gas hacia Trinidad a 1.000 millones de pies cúbicos diarios, frente a los 700 millones previstos originalmente.
Romero también explicó una distinción clave del marco legal venezolano: mientras los campos de gas asociado al petróleo se rigen por la Ley de Hidrocarburos, los yacimientos de gas libre —como Perla, Dragón o Loran— se manejan bajo la Ley de Gas de 1999, que consideró “más benévola” en términos fiscales y que, a su juicio, explica por qué ese régimen “ha durado 28 años del gobierno chavista sin que nadie lo cuestione”.
Sobre el bloque Manakin-Cocuina, Romero relató cómo Chevron cedió su participación a Pdvsa a cambio de activos petroleros en la Faja del Orinoco, dejando a Shell como operador principal. En ese yacimiento, según los datos que manejó durante la entrevista, Trinidad retiene apenas el 26,94% de la participación en el bloque Loran-Manatí, y el resto corresponde a Pdvsa.
Para Romero, la ecuación es simple: Venezuela posee el gas; Trinidad, la infraestructura y el mercado. “Es el mejor negocio posible”, resumió, calculando que solo el campo Loran-Manatí podría sostener unos 15 años de explotación conjunta.
