Javier La Rosa, representante de Chevron, firma el acuerdo con Venezuela en el Palacio de Miraflores en presencia de la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, y autoridades estadounidenses. Fotografía: Instagram / @usembassyve.
Guacamaya, 14 de abril de 2026. Las gigantes energéticas Chevron y Shell están posicionándose estratégicamente para sacar el máximo provecho en Venezuela, tras un canje con pocos precedentes con participación del Gobierno.
El resultado es que Chevron reforzará su rol en la producción de crudo extrapesado, principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco. Mientras tanto, Shell sigue añadiendo activos gasíferos a su portafolio de Venezuela.
El esquema central es un intercambio de activos donde Chevron ampliaría su posición en la Faja Petrolífera del Orinoco, mientras cede su participación en el campo costa afuera Loran a Shell. La multinacional británica está reuniendo activos gasíferos entre el Oriente y Trinidad y Tobago, con el potencial de convertir esta región en un hub de exportación de gas natural.
Este acuerdo cuenta, por una parte, con el contexto de crisis geopolítica global, con el estrecho de Ormuz en el centro de la tensión; mientras que la apertura económica en Venezuela ha despertado el interés del capital energético. Con ambos factores, la nación suramericana reaparece como actor emergente, aunque aún marginal, en un mercado petrolero tensionado y por encima de los 100 dólares por barril.
La firma de los acuerdos tuvo lugar en el Palacio de Miraflores y contó con la presencia del secretario adjunto del Departamento de Energía de Estados Unidos, Kyle Haustveit, quien se encuentra de visita en Caracas, junto a la presidenta encargada de Venezuela, Delcy Rodríguez.
Chevron amplía su presencia en la Faja Petrolífera del Orinoco
El movimiento no es menor. Chevron añadirá el bloque Ayacucho 8 de la Faja a su empresa mixta estrella, Petropiar, y además aumentará su participación accionaria en Petroindependencia, en la misma cuenca geológica, de 35,8% al 49%, el máximo admitido por la ley.
Petropiar produce una media superior a los 100.000 barriles por día, mientras que la producción de Petroindependencia ronda los 40.000. Al mismo tiempo, Chevron está cediendo su participación en Petroindependiente, en la cuenca occidental, donde la producción no llega a los 2.000 barriles por día.
En resumen, Chevron refuerza su presencia en sus puntos fuertes: los campos más grandes de crudo pesado y extrapesado, mientras que deja de un lado un activo pequeño y un campo de gas greenfield, es decir, sin desarrollar.
Shell y la construcción de un hub energético entre el oriente venezolano y Trinidad y Tobago
Para Shell, en cambio, el control del campo Loran abre la puerta a liderar el desarrollo gasífero en el Caribe oriental. En este punto es importante entender qué significa exactamente el activo que está cambiando de manos. El campo de gas Loran forma parte del sistema transfronterizo Loran–Manatee, un mismo yacimiento de gas natural compartido entre Venezuela y Trinidad y Tobago, pero dividido por la frontera marítima entre ambos países. En la práctica, es un solo recurso geológico con dos jurisdicciones: Loran en aguas venezolanas y Manatee en aguas de Trinidad y Tobago.
Chevron no era “propietario” del gas, sino socio operativo en el lado venezolano del proyecto. Su participación se consolidó en el marco de los desarrollos gasíferos offshore impulsados por Venezuela desde la década de 2000, cuando el país buscaba asociarse con grandes petroleras internacionales para explotar recursos costa afuera. Posteriormente, en 2010, Venezuela y Trinidad y Tobago acordaron unificar el campo, es decir, tratarlo como una sola unidad técnica de desarrollo a pesar de estar en dos países distintos.
Sin embargo, el proyecto nunca llegó a producción comercial. Con el paso del tiempo, los retrasos técnicos, las dificultades de inversión y luego las sanciones internacionales frenaron su avance. Finalmente, en 2019, el esquema fue de-unitizado, separando nuevamente la gestión de ambos lados del yacimiento.
Ahora, con el nuevo acuerdo, Chevron cede su participación operativa en el lado venezolano del campo Loran, que pasa a ser asignado a Shell. Es importante subrayar que esto no implica que Chevron “salga del lado de Trinidad”, sino que simplemente deja de operar la parte venezolana de un sistema gasífero que sigue siendo compartido geológicamente con Trinidad y Tobago.
Más allá del intercambio de activos entre Chevron y Shell, la multinacional británica está articulando una estrategia mucho más amplia que podría redefinir el mapa energético del Caribe oriental. En la práctica, Shell busca convertir el espacio marítimo entre el este de Venezuela y Trinidad y Tobago en un gran corredor integrado de producción y exportación de gas natural hacia mercados globales de GNL.
El primer eje de esa estrategia es el desarrollo del sistema offshore Hibiscus (Trinidad) – Dragon (Venezuela), un conjunto de campos cercanos al límite marítimo entre ambos países.
En referencia a Loran-Manatee, la multinacional ya ha comenzado a expandir la infraestructura de transporte de gas, incluyendo la instalación de un gasoducto de mayor capacidad. Este nuevo sistema permitiría mover hasta 1.000 millones de pies cúbicos diarios, frente a los 700 millones previstos inicialmente, lo que refleja una apuesta por un volumen significativamente mayor de exportación futura.
Carito y Pirital, los planes de Shell en el oriente venezolano
Además, Shell está explorando la integración de otros campos venezolanos en tierra firme, especialmente Carito y Pirital, en el norte del estado Monagas, donde existe gas asociado con potencial comercial. Debido a su proximidad geográfica con la costa oriental y con Trinidad, estos recursos podrían conectarse mediante nuevos gasoductos hacia la infraestructura marítima.
El objetivo final de esta arquitectura es claro y consiste en crear una línea directa desde los campos de gas venezolanos en el oriente del país hasta las instalaciones de procesamiento y licuefacción en Trinidad y Tobago, donde el gas sería transformado en GNL (gas natural licuado) y exportado hacia mercados internacionales.
De concretarse, este esquema convertiría al eje Venezuela–Trinidad en uno de los nodos energéticos más importantes del hemisferio occidental, integrando producción offshore, infraestructura de licuefacción y rutas de exportación en un solo sistema regional altamente interconectado.
El proyecto es una prioridad de Estado; en días recientes, el vicecanciller para Europa y América del Norte, Oliver Blanco, sostuvo una reunión en Londres con funcionarios británicos y Peter Costello de Asuntos Globales de Shell, en el marco de su gira europea.
El gas venezolano: un potencial desperdiciado que se quema y contamina cuando se necesitan ingresos
Con 221 billones de pies cúbicos de reservas de gas, Venezuela es clave, ya que cuenta con el 78% de las reservas de gas de América Latina y el Caribe, según BP. También es la séptima más importante del mundo.
Aquí está la clave del problema: el país produce alrededor de 4 miles de millones de pies cúbicos de gas (MMMpcd), pero solo consume internamente cerca de 1,7 MMMpcd, lo que deja un excedente significativo que no es adecuadamente procesado.
Hay que considerar que a nivel global, se espera que la demanda de gas siga aumentando, incluso en un 32% para 2050. En América Latina, se ha estimado que la demanda de gas podría subir en un 83% de 2023 a 2035, pasando de 150 mil millones de metros cúbicos a 275.
Es precisamente en este punto donde el plan de Shell para el eje Venezuela–Trinidad adquiere relevancia estratégica
Acá es importante destacar que la división Oriente de PDVSA, que concentra activos clave como el Complejo de José, las refinerías de Puerto La Cruz y San Roque, y múltiples mejoradores en Anzoátegui y Monagas, representa simultáneamente el corazón operativo del sistema petrolero venezolano y uno de sus mayores pasivos ambientales. En esta región se combinan prácticas intensivas de quema y venteo de gas con acumulaciones visibles de subproductos como coque y azufre, generando impactos directos sobre la calidad del aire, la salud de los trabajadores y los ecosistemas locales. El problema no es únicamente ambiental, es estructural, y revela una profunda desconexión entre la disponibilidad de recursos y la capacidad de gestionarlos eficientemente.
¿Por qué es un problema?
La quema de gas natural —o flaring— es el síntoma más evidente de esa disfunción. De acuerdo con el Global Gas Flaring Tracker 2024 del Banco Mundial y la BP Statistical Review of World Energy 2024, Venezuela se ubica entre los cinco países que más gas queman en el mundo en términos absolutos, y entre los primeros en intensidad relativa por barril producido. En 2023, el país quemó cerca de 9.763 millones de Nm³ de gas, aproximadamente el 32,9% de su producción total, manteniendo una tendencia prácticamente constante desde hace más de una década.
Este volumen no solo contribuye significativamente a las emisiones globales —en un contexto donde el flaring generó unas 389 millones de toneladas de CO₂ equivalente en 2024 según el Banco Mundial—, sino que también evidencia una pérdida sistemática de valor energético.
Aquí es donde emerge un punto fundamental que suele pasar desapercibido y es que con tan solo una fracción del gas que hoy se quema en Venezuela sería posible cubrir la demanda interna de países como Colombia y Trinidad y Tobago. Esto cambia completamente la naturaleza del problema. El flaring deja de ser únicamente un indicador de ineficiencia ambiental con consecuencias directas en la población para convertirse en una señal de una oportunidad geopolítica desaprovechada.
Esta realidad conecta directamente con la estrategia de empresas como Shell, que buscan articular un corredor energético entre el oriente de Venezuela y Trinidad y Tobago. La lógica detrás de su interés en campos como Carito y Pirital, así como en el sistema offshore Dragon–Manatee–Loran, no es simplemente aumentar producción, sino capturar y canalizar gas que hoy no tiene destino productivo. En este esquema, el gas asociado que actualmente se quema en Monagas y Anzoátegui podría ser recolectado, procesado y transportado mediante gasoductos hacia la costa, para luego integrarse a la red energética de Trinidad.
El nuevo interés de Shell en conectar campos terrestres en Monagas con la infraestructura de Trinidad y Tobago introduce una posible transformación de este escenario. Lo que hoy es un sistema fragmentado, contaminante e ineficiente podría convertirse —si se ejecuta— en un corredor energético que va desde el oriente de Venezuela pasando por el Caribe oriental hasta el Atlántico a través de la Plataforma Deltana, todo basado en gas natural licuado y donde Venezuela pasaría de ser un emisor de pérdidas a un proveedor estructural de energía regional
El valor estratégico de este modelo radica en su eficiencia, puesto que no requiere crear un sistema desde cero, sino reorganizar flujos existentes. Trinidad ya posee plantas de licuefacción listas para exportar GNL, lo que permite que el gas venezolano pueda insertarse rápidamente en mercados internacionales. Al mismo tiempo, la cercanía geográfica reduce costos de transporte y tiempos de desarrollo en comparación con otros proyectos globales.
En este contexto, el problema del flaring adquiere una dimensión completamente distinta. No se trata solo de emisiones o pérdidas económicas, sino de una falla estratégica en la que Venezuela está dejando escapar —literalmente— el recurso que podría posicionarla como eje de integración energética regional. El gas que hoy se quema en los mechurrios de Monagas no es únicamente un desperdicio; es una oportunidad para construir infraestructura, generar ingresos, reducir emisiones y redefinir el papel del país en el sistema energético del hemisferio.
La convergencia entre esta realidad y el interés de actores internacionales como Shell sugiere que estamos ante un posible punto de inflexión. Si se logra capturar aunque sea una parte de ese gas y canalizarlo hacia redes regionales, Venezuela podría transformar uno de sus mayores pasivos ambientales en su principal activo estratégico y una nueva fuente de ingresos a su ya golpeada economía.
¿Un nuevo ciclo energético para Venezuela?
Los acuerdos con Chevron, Shell no solo representan inversiones puntuales, sino el inicio de un posible nuevo ciclo energético. La combinación de petróleo pesado en el Orinoco y gas offshore con potencial exportador podría reposicionar a Venezuela como proveedor relevante, especialmente en mercados regionales.
Sin embargo, los desafíos persisten con marcos regulatorios aún en evolución, necesidad de infraestructura, seguridad operativa y dependencia del entorno geopolítico.
Más importante aún, este tipo de integración transforma la naturaleza de las relaciones energéticas. A diferencia del petróleo, que se mueve en mercados globales líquidos y flexibles, el gas transportado por gasoductos crea vínculos estructurales de largo plazo. En ese sentido, Venezuela podría pasar de ser un actor marginal en la “conectividad blanda” del petróleo —donde sus vecinos pueden comprar crudo en cualquier parte del mundo— a convertirse en un actor central en la “conectividad dura” del gas, construyendo interdependencias energéticas duraderas con Trinidad y Tobago en el Caribe y potencialmente otros mercados.
En definitiva, Venezuela vuelve al radar energético global, pero lo hace en un momento de alta incertidumbre. Su recuperación avanza, aunque todavía a la sombra de un mercado dominado por crisis mayores—y en el centro de una competencia estratégica cada vez más marcada entre Estados Unidos y China.
