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Julio A. López, editor jefe.- El mapa del gas costa afuera de Venezuela se está redibujando. Chevron cedió a Pdvsa sus licencias en los bloques 2 y 3 de la Plataforma Deltana —que contienen los yacimientos de gas Loran y Macuira— a cambio de consolidar su posición en el crudo pesado de la Faja del Orinoco. Semanas después, fue BP quien avanzó sobre ese mismo terreno: la petrolera británica obtuvo una licencia para desarrollar la segunda fase de Loran y firmó un memorando de entendimiento adicional para explorar el bloque Carúpano Este, en la subcuenca de Caracolito, dentro del área marítima Mariscal Sucre.
El canje de Chevron: menos gas, más crudo pesado
El acuerdo entre Chevron y Pdvsa, anunciado el 13 de abril y firmado en Caracas en presencia de la presidenta interina Delcy Rodríguez, contempló un intercambio de activos «mutuamente beneficioso», según la petrolera estadounidense. Chevron recibió un 13,21% adicional de participación en la empresa mixta Petroindependencia, con lo que su participación total subió a 49%, además de los derechos para desarrollar el área adyacente de Ayacucho 8 a través de su empresa mixta Petropiar, en plena Faja del Orinoco. A cambio, Venezuela recuperó el 60% operado del Bloque 2 de la Plataforma Deltana —donde está el yacimiento de gas Loran, con reservas estimadas en 7,3 billones de pies cúbicos— y el 100% del Bloque 3, que alberga el descubrimiento de gas Macuira, junto con una participación minoritaria del 25,2% en la empresa Petroindependiente, en el occidente del país.
Javier La Rosa, presidente de Activos Base y Países Emergentes de Chevron, explicó que el acuerdo «amplía la posición de crudo pesado de Chevron en dos empresas mixtas clave en Venezuela» y refleja un desarrollo disciplinado de los recursos del país. Ejecutivos de la compañía habían anticipado en enero que esperaban incrementar su producción en Venezuela en torno al 50% en los próximos dos años dentro de su huella actual; sus empresas mixtas con Pdvsa producían entonces unos 260.000 barriles diarios, aproximadamente una cuarta parte del total nacional.
BP entra en escena con Loran Fase 2
El 12 de agosto, apenas cuatro meses después del canje con Chevron, BP anunció que obtuvo la licencia de exploración y producción para la segunda fase de Loran, con reservas estimadas en 4 billones de pies cúbicos de gas recuperable. El proyecto se ejecutará en sociedad con XRG —el brazo de inversión internacional de la petrolera estatal emiratí ADNOC— y con la firma catarí UCC Oil and Gas Holding, cada una con un tercio de participación; BP operará el desarrollo.
La licencia se apoya en un memorando de entendimiento que BP había firmado con el gobierno venezolano en abril, que estableció un marco de cooperación para explorar y, eventualmente, desarrollar oportunidades en toda la Plataforma Deltana, incluida Loran.
En la misma visita oficial a Venezuela —encabezada por la CEO de BP, Meg O’Neill, y el vicepresidente senior para América Latina y el Caribe, David Campbell—, la compañía firmó además un memorando de entendimiento separado para el bloque Carúpano Este, en la subcuenca de Caracolito del área marítima Mariscal Sucre. Según precisó BP, ese acuerdo no constituye un compromiso de desarrollo, sino que establece un marco para evaluar oportunidades de exploración y avanzar en conversaciones sobre un eventual desarrollo futuro de esa área costa afuera.
Loran-Manatee, un yacimiento binacional
El campo Loran forma parte de la acumulación de gas más amplia conocida como Loran-Manatee, que se extiende a lo largo de la frontera marítima entre Venezuela y Trinidad y Tobago. O’Neill calificó la adjudicación de Loran Fase 2 como «un paso importante» que se sustenta en la colaboración construida con el gobierno venezolano y sus socios.
Para XRG, el ingreso a este proyecto —que implica una cesión de participación por parte de Pdvsa— marca su entrada al país y se enmarca, según la propia firma, en su estrategia de construir una plataforma de gas y GNL en toda América Latina, sumándose a proyectos como Rio Grande LNG en Estados Unidos y Argentina LNG.
El reacomodo se da en el marco de la reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada por Venezuela en febrero, que otorga a las petroleras extranjeras mayor control operativo y reduce las regalías hasta un 30%, en un contexto de apertura del sector tras el levantamiento parcial de las sanciones estadounidenses acordado a comienzos de año.
ExxonMobil y ConocoPhillips también han comenzado a mirar con renovado interés hacia Venezuela, según reportes del sector.
