Venezuela está cerca de aprobar una licencia para Shell (SHEL.L) y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago para desarrollar un prometedor campo marino de gas natural y exportar su producción al país caribeño, dijeron dos personas cercanas a dijo el asunto.
Por Curtis Williams | Exclusiva de Reuters
Traducción libre de lapatilla.com
La licencia podría poner en marcha un esfuerzo de largo plazo por parte de Trinidad para impulsar su procesamiento de gas y sus exportaciones petroquímicas, al tiempo que proporcionaría a Venezuela una fuente adicional de efectivo muy necesaria.
Los dos países pretenden acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que Estados Unidos emitió en enero una autorización de dos años que permite el desarrollo del campo.
Venezuela, que posee las mayores reservas de gas de América Latina, y la vecina Trinidad, el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) de la región, complementarían sus necesidades mutuas para producir y exportar gas.
Ambas naciones están discutiendo una licencia de exploración y producción de 25 años para el campo Dragón, que contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas y se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima entre los dos países.
Algunos términos aún están por resolverse, pero si todo va bien se podría firmar un acuerdo en los próximos días, dijeron las personas.
Shell operaría el proyecto con una participación del 70% y la trinitense NGC (NGCTT.UL) tendría el 30% restante según los términos propuestos, dijeron las personas.
La petrolera estatal venezolana PDVSA, que descubrió las reservas de Dragon y pagó por la infraestructura existente, no tendría participación en el proyecto, pero Venezuela recibiría efectivo o una parte de la producción de gas como regalías.
En 2013, PDVSA terminó de probar la producción de gas en Dragon, pero el campo nunca ha estado comercialmente activo debido a la falta de capital de la compañía y, más recientemente, a las sanciones de Estados Unidos.
El mes pasado, Estados Unidos alivió temporalmente las sanciones a Venezuela y modificó la autorización para Dragon, permitiendo a Caracas recibir ingresos de las ventas de gas. Desde entonces, las negociaciones han avanzado más rápido, afirmó una tercera persona.
El Ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, dijo a principios de octubre que las partes habían iniciado negociaciones sobre el precio del gas de Dragon.
Shell declinó hacer comentarios de inmediato. NGC remitió las preguntas sobre las conversaciones al Ministerio de Energía de Trinidad. El ministerio, PDVSA y el Ministerio de Petróleo de Venezuela no respondieron a solicitudes de comentarios.
VOLÚMENES, PRECIOS, OLEODUCTOS
La licencia propuesta permitiría que un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos por día (mpcd) de gas venezolano fuera a Trinidad para la producción de GNL, a partir de finales de 2026, y 50 mpcd adicionales a plantas petroquímicas, dijeron las personas.
Trinidad y Tobago tiene capacidad para procesar 4,2 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) en GNL, petroquímicos y energía, pero su producción de gas es de aproximadamente 2,7 bcfd.
La falta de gas ha provocado el cierre de una de sus unidades de procesamiento de GNL.
Las partes han acordado en principio un precio que llevaría el gas a través de la frontera a menos de 3 dólares por mcf, dijeron las fuentes.
PDVSA ha presionado para que se pague por adelantado un bono de firma de unos 65 millones de dólares. Pero Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a ciertos hitos, como el primer suministro de gas, añadieron las fuentes.
Las partes están considerando dos líneas separadas para transportar el gas: una construida parcialmente por PDVSA hasta Güiria, en la costa oriental de Venezuela. Una segunda línea se conectaría con el campo Hibiscus de Shell en Trinidad.
Si las partes acuerdan que parte del gas pasará por Güiria, podría ser necesario un corto gasoducto adicional que una a Güiria con Point Fortin, sede de las plantas de GNL de Trinidad.
Esa opción permitiría a Venezuela procesar el gas en su costa, manteniendo lo que necesita para abastecer el mercado interno y potencialmente exportando líquidos de gas en el futuro. Pero agregar una nueva línea podría extender el tiempo para que el proyecto comience a producir a cinco años, en lugar de tres años como se esperaba, dijeron las personas.