En medio de una profunda crisis energética y una inflación que supera el 270 % anual, el gobierno venezolano anunció este lunes la firma de varios convenios estratégicos con la gigante petrolera anglo‑holandesa Shell, cuyo principal objetivo es la explotación conjunta del campo de gas costa afuera Loran. La operación, que también involucra a la británica BP y a empresas locales, representa la primera gran apertura del sector energético venezolano a inversores internacionales después de años de sanciones y aislamiento. Para los analistas colombianos, el acuerdo no solo abre una ventana de oportunidades de inversión, sino que también plantea retos geopolíticos y de competitividad en la región del Caribe.

Un salto inesperado: la decisión de Shell

La firma de los acuerdos se dio en Caracas, donde el ministro de Petróleo, Alberto Domínguez, y el presidente de Shell para América Latina, James Batson, firmaron un memorando de entendimiento que contempla la participación de la multinacional en una zona de 3.200 km² del bloque Loran, ubicado a unos 200 km al noreste de la costa venezolana. Según datos de la empresa, el depósito contiene aproximadamente 30 billion cubic feet (≈ 850 billion m³) de gas natural, lo que lo convierte en uno de los yacimientos costeros más prometedores del Caribe.

Shell aportará tecnología de perforación profunda y plataformas flotantes, mientras que el Estado venezolano entregará los derechos de exploration y producción bajo un modelo de “service contract” que permitirá a la compañía recuperar su inversión y obtener una participación en los ingresos netos. El gobierno de Nicolás Maduro espera que la inversión total en el proyecto alcance los US$ 2.800 millones en los próximos cinco años, cifra que, de concretarse, representaría el mayor ingreso extranjero directamente vinculado al sector gasífero desde 2010.

BP y el proyecto Cocuina‑Manakin: competencia o colaboración?

A la par del acuerdo con Shell, la británica BP está negociando su entrada en el proyecto vecino de gas costa afuera Cocuina‑Manakin, una zona que, según el Ministerio de Petróleo, posee reservas equivalentes a 20 billion cubic feet de gas natural. Los analistas señalan que la concurrencia de dos gigantes del sector plantea una posible competencia por recursos humanos, infraestructura logística y, sobre todo, por el acceso a mercados internacionales.

Sin embargo, existe la hipótesis de una “co‑operación estratégica” mediante la creación de un hub logístico en la costa de Anzoátegui, que serviría a ambas plataformas y permitiría reducir costos de transporte al 30 % según estimaciones de la Cámara de Ingeniería de Petróleos (CIPET). De materializarse, la sinergia podría traducirse en una capacidad de exportación de gas licuado (LNG) de hasta 4 million MMcf/d (≈ 113 million m³/d) a destinos como Estados Unidos, Europa y, potencialmente, a la propia Colombia.

Impacto directo en la economía colombiana

Para Colombia, tradicionalmente exportadora neta de petróleo y ahora también de gas natural, la firma de estos acuerdos abre dos posibilidades claras:

1. **Inversión directa**: Empresas colombianas del sector energético, como Ecopetrol y Promigas, podrían participar como joint‑venture o proveedores de servicios especializados—ingeniería, suministro de equipos de perforación y logística portuaria. Según la Federación Nacional de Comerciantes (FNC), la cadena de suministro del proyecto Loran podría generar entre 12.000 y 18.000 empleos directos en la región Caribe colombiana, sobre todo en los puertos de Cartagena y Barranquilla.

2. **Seguridad energética**: El gas natural venezolano, una vez procesado y convertido en LNG, podría convertirse en un suministro alternativo para la creciente demanda colombiana de energía limpia. El Ministerio de Minas y Energía proyecta que la demanda de gas natural en Colombia crecerá un 6 % anual hasta 2035, impulsada por la electrificación de la industria y la expansión de parques de generación termo‑gás. Un flujo constante desde Loran y Cocuina‑Manakin reduciría la dependencia de importaciones de gas de EE. UU. y México, cuyo precio se ha mantenido volátil tras la crisis del gas ruso.

Además, el acuerdo será observado de cerca por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), que ha señalado su disposición a financiar proyectos de infraestructura energética en la zona, siempre que se cumplan los estándares de sostenibilidad y transparencia. Un posible financiamiento del BID de US$ 300 millones para la construcción de una terminal de regasificación en la costa atlántica colombiana podría acelerar la integración de los recursos venezolanos al mercado nacional.

Riesgos geopolíticos y regulatorios

A pesar del entusiasmo, el escenario no está exento de incertidumbres. Las sanciones de EE. UU. y la Unión Europea, que siguen vigentes contra funcionarios venezolanos y empresas estatales, podrían limitar la capacidad de Shell y BP para transferir fondos y tecnologías. En noviembre de 2023, el Departamento del Tesoro de EE. UU. impuso una cláusula que obliga a las compañías extranjeras a “reportar cualquier transacción que involucre a PDVSA”, lo que ha generado temores de bloqueos bancarios.

En Colombia, el principal obstáculo será la alineación de la normativa fiscal y ambiental. La Ley de Hidrocarburos (Ley 1008) exige que los proyectos de exploración y producción cuenten con una evaluación de impacto ambiental (EIA) aprobada por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible. Si el proyecto Loran quiere utilizar puertos colombianos para el tránsito de equipos, deberá cumplir con la normativa de zonas costeras y la normativa de la Autoridad Marítima Nacional (ARN).

Perspectivas a medio plazo

A medida que Shell y BP avanzan en la fase de estudio de prefactibilidad, los analistas de Bloomberg Energy estiman que la producción comercial del campo Loran podría iniciarse en 2029, con una capacidad de 1,2 billion cubic feet por día (≈ 34 million m³/d). Si se materializa la cooperación con BP en Cocuina‑Manakin, la capacidad combinada superaría los 2 billion cubic feet diarios, lo que posicionaría al Caribe venezolano como el tercer exportador de gas natural licuado de América Latina, detrás de México y Brasil.

Para Colombia, la clave será transformar esa oportunidad en una ventaja competitiva. La creación de alianzas público‑privadas para desarrollar infraestructura de transporte (gasoductos, terminales LNG) y la capacitación de mano de obra especializada serán esenciales. En un contexto donde la transición energética avanza y los gobiernos latinoamericanos buscan reducir la huella de carbono, la disponibilidad de gas natural a precios competitivos puede ser el motor que impulse la industrialización verde de la región.

En conclusión, la firma de acuerdos entre Venezuela y Shell no es sólo un movimiento empresarial; es un punto de inflexión para el sector energético del Caribe. Colombia, como vecino y socio comercial, tiene en sus manos la posibilidad de beneficiarse de una nueva corriente de inversión, empleo y suministro energético, siempre y cuando logre sortear los obstáculos regulatorios y geopolíticos que todavía persisten. La pregunta que queda en el aire es: ¿sabrá Colombia aprovechar esta ventana antes de que se cierre?

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