Escucha el resumen del artículo: https://clyp.it/zcx1reqq
Julio A. López, editor jefe. — Trinidad y Tobago avanza con una reforma fiscal destinada a convertir en comercialmente viables pequeños campos marinos de gas natural que, bajo las condiciones tributarias actuales, podrían permanecer sin desarrollar. El Finance Bill 2026 reduce del 12,5 % al 8 % la regalía aplicable al gas extraído de campos marinos marginales certificados, una medida que busca atraer capital, sostener la producción upstream y proteger las industrias de GNL y petroquímica del país.
La decisión confirma un giro pragmático de la política energética: ante la madurez de las cuencas productoras y la pérdida progresiva de los recursos más fáciles y rentables, el Gobierno acepta reducir la carga fiscal para mejorar la economía de proyectos más pequeños, más complejos o con menores retornos.
La definición incluida en la reforma es precisa. Para calificar como campo marginal marino de gas, el activo debe encontrarse costa afuera en aguas someras, poseer recursos recuperables de hasta 300.000 millones de pies cúbicos y presentar una tasa interna de retorno inferior al 15 % como proyecto independiente. Además, deberá entrar en producción después del 1 de enero de 2026 y recibir la certificación del ministro de Energía e Industrias Energéticas.
El incentivo no termina en la regalía. La reforma también contempla un tratamiento reforzado para inversiones calificadas: un esquema equivalente al 130 % del gasto elegible, distribuido mediante asignaciones del 20 % anual durante cinco años. El objetivo consiste en reducir la barrera económica inicial y acelerar decisiones finales de inversión en yacimientos que hasta ahora podían resultar demasiado pequeños o costosos para competir por capital.
El ministro de Energía, Roodal Moonilal, ha sostenido que la medida permitirá desarrollar gas considerado antieconómico o varado. Las estimaciones divulgadas indican que varios campos potencialmente beneficiarios podrían concentrar, en conjunto, entre 400.000 millones y 1,3 billones de pies cúbicos de reservas de gas.
Una reforma impulsada por la escasez
La decisión llega en un momento crítico. Trinidad y Tobago posee una de las infraestructuras gasíferas más desarrolladas del hemisferio, construida durante décadas alrededor de la producción offshore, la licuefacción de gas y la fabricación de metanol y amoníaco. Pero el declive de campos maduros ha reducido la disponibilidad de materia prima y aumentado la presión sobre toda la cadena industrial.
La importancia económica del sector continúa siendo extraordinaria. La Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas señala que petróleo y gas representaron alrededor del 51 % de los ingresos gubernamentales del país en 2023, una dimensión que explica por qué recuperar la producción constituye una prioridad nacional.
El problema ya dejó consecuencias visibles. La escasez y el costo del gas han afectado instalaciones petroquímicas y la utilización de capacidad industrial. En ese contexto, la reducción de regalías representa una apuesta por obtener volúmenes adicionales de numerosos campos pequeños, en lugar de depender exclusivamente de nuevos megaproyectos.
La Cámara de Energía de Trinidad y Tobago respaldó la reforma y consideró que la reducción de la regalía puede mejorar directamente la economía de los proyectos y aumentar la probabilidad de que los operadores adopten decisiones de inversión definitivas.
Venezuela aparece en la ecuación
La estrategia trinitense adquiere mayor importancia por su proximidad con Venezuela. Trinidad y Tobago no solo intenta desarrollar sus propios campos marginales; también busca incorporar enormes recursos ubicados en yacimientos venezolanos y transfronterizos.
Shell y BP han buscado autorizaciones estadounidenses relacionadas con proyectos gasíferos compartidos entre ambos países. Entre los activos estratégicos figuran Loran-Manatee y Cocuina-Manakin, mientras que el campo Dragon podría aportar alrededor de 350 millones de pies cúbicos diarios para alimentar la infraestructura trinitense.
La lógica es evidente: Trinidad posee plantas de GNL, complejos de metanol y amoníaco, gasoductos y décadas de experiencia industrial; Venezuela dispone de enormes recursos gasíferos, todavía subdesarrollados, a pocos kilómetros de esa infraestructura.
La reforma fiscal revela, por tanto, la intensidad de la competencia regional por el capital energético. Guyana acelera su expansión petrolera y su proyecto Gas-to-Energy; Surinam busca convertir descubrimientos offshore en producción; y Trinidad y Tobago responde reduciendo las regalías para hacer viables recursos que antes no superaban los umbrales de rentabilidad.
Para Venezuela, la señal es directa. Poseer reservas gigantescas no garantiza inversión. Los proyectos compiten internacionalmente por capital, y las compañías comparan regalías, impuestos, estabilidad contractual, infraestructura, acceso a mercados y riesgo político antes de comprometerse con inversiones por miles de millones de dólares.
Trinidad y Tobago acaba de reconocer esa realidad: cuando una cuenca madura pierde competitividad, el régimen fiscal debe adaptarse. La reducción de la regalía al 8 % no constituye simplemente una rebaja tributaria. Es un intento de convertir gas varado en producción, producción en materia prima industrial y materia prima en supervivencia para uno de los mayores complejos energéticos del Caribe.
