Por Jorge Castro
La multinacional energética y petroquímica española REPSOL mantiene conversaciones y negociaciones secretas con el gobierno venezolano presidido por Delcy Rodríguez, para incrementar su presencia en el negocio de la explotación gasífera.
Fuentes de información dentro de PDVSA nos aseguran que en los próximos meses abrirán una oficina en Anaco, estado Anzoátegui, capital gasífera de Venezuela.
ANACO: EL DORADO DEL GAS
Anaco es considerado el «corazón gasífero de Venezuela» debido a que concentra la mayor capacidad de producción de gas natural no asociado en tierra firme de todo el país.
Las reservas y operaciones de esta región se gestionan bajo el Área Mayor de Anaco (AMA) de PDVSA Gas.
A continuación se detallan las características clave de sus reservas, infraestructura y situación actual:
Campos Clave y Tipos de Yacimientos
A diferencia de la mayoría de las reservas venezolanas (donde el 80% es gas asociado que se extrae junto al petróleo), la zona de Anaco destaca por sus importantes yacimientos de gas libre o no asociado:
• Campos principales: Destacan áreas productoras e históricas como San Joaquín, Guario, Santa Rosa, Buenavista y El Roble.
• Formaciones geológicas: Las reservas se alojan principalmente en areniscas profundas de formaciones complejas como la Formación Merecure, lo que convierte a Anaco en una de las zonas de perforación más desafiantes y con mayores presiones del país.
Infraestructura Estratégica
Anaco funciona como el nodo central de distribución («el pulmón») del gas que se consume en Venezuela:
• Centro Operativo San Joaquín (COSJ): Es una de las instalaciones de recolección y compresión más grandes de la región, diseñada originalmente con capacidad para manejar más de 2.500 millones de pies cúbicos estándar diarios.
• Red de Gasoductos: Desde el Distrito Gas Anaco nacen las tuberías troncales que envían el recurso hacia los principales polos industriales y urbanos del país, incluyendo Caracas, Maracaibo, Barquisimeto, Puerto Ordaz y la Isla de Margarita.
• Complejo Criogénico de José: El gas extraído en Anaco es enviado a plantas de fraccionamiento en el norte de Anzoátegui para transformarlo en líquidos de gas natural, tales como propano y butano (usados para el gas licuado de petróleo o bombonas comerciales).
Contexto de Producción y Paradoja Actual
Aunque las reservas de Venezuela son gigantescas —alrededor de 195 a 221 billones de pies cúbicos (BPC) en total, lo que sitúa al país en el primer lugar de América Latina—, la zona de Anaco atraviesa desafíos operativos complejos:
• Historial de producción: Su récord histórico oficial superó los 1.670 MMPCED, pero la producción global se ha visto mermada en los últimos años debido a la falta de inversiones constantes, problemas de mantenimiento y la situación de la industria petrolera nacional.
• Impacto social: A pesar de la inmensidad de los recursos en el subsuelo de Anaco, el procesamiento actual no llega a cubrir a plenitud la demanda interna, provocando una paradoja de escasez de bombonas de gas doméstico y limitaciones en el suministro para plantas termoeléctricas regionales.
Situación de Gasoductos y Proyectos de Exportación desde Oriente
El panorama del gas en el Oriente venezolano ha dado un vuelco estratégico. El enfoque ha pasado de cubrir exclusivamente el mercado interno a materializar proyectos de exportación a gran escala hacia mercados internacionales, apalancado en nuevas reformas legales.
A. Alianzas Internacionales en Plataforma Deltana (Campo Lorán)
Venezuela ha acelerado el desarrollo de sus recursos en alta mar firmando licencias clave con multinacionales energéticas:
• El Eje Lorán-Manatí: Se han otorgado licencias a consorcios integrados por British Petroleum (BP), XRG Holding (Emiratos Árabes Unidos) y UCC Holding (Catar) para el desarrollo de la Fase 2 del campo gigante Lorán en la Plataforma Deltana. Este campo cuenta con siete yacimientos, de los cuales seis son fronterizos con Trinidad y Tobago. El objetivo trazado por el Ministerio de Petróleo es iniciar la exportación de gas metano hacia el Caribe y mercados globales.
B. La Conexión con Trinidad y Tobago (Proyectos Dragón y Cocuina)
• Campo Dragón: Es el proyecto más cercano a exportar gas físico. El plan consiste en interconectar este campo costa afuera con la infraestructura existente en Trinidad y Tobago (como las plantas de la empresa Atlantic LNG) para convertir el gas venezolano en Gas Natural Licuado (GNL) y exportarlo a nivel mundial.
• Campo Cocuina: Desarrollado de forma conjunta con el yacimiento Manakin, representa otra prioridad para la monetización del gas en Oriente, sujeto a las debidas aprobaciones técnicas y comerciales transfronterizas.
C. Reactivación del Eje Occidental y Eni-Repsol
• Gasoducto Antonio Ricaurte: Paralelamente al eje oriental, se han reactivado las conversaciones e inspecciones técnicas para rehabilitar este gasoducto binacional, con miras a enviar gas desde Venezuela hacia Colombia, resolviendo incógnitas sobre la inversión operativa y el mantenimiento de la red.
• Bloque Cardón IV: Las empresas Repsol y Eni siguen expandiendo opciones para procesar gas en Falcón y evaluar salidas de exportación desde el occidente del país.
Eni y Repsol reabren la opción exportadora del gas venezolano
La posibilidad de que Venezuela vuelva a colocarse en el mapa exportador de gas natural ha recuperado tracción, a partir de nuevos acuerdos entre el gobierno venezolano, Eni y Repsol en torno al bloque Cardón IV, donde se ubica el megacampo Perla. Sin embargo, conviene separar expectativa de cierre definitivo: mientras Bloomberg reportó que ambas compañías planean iniciar exportaciones hacia finales de 2031, Eni declaró este 20 de abril a Reuters que las conversaciones con Repsol y PDVSA siguen en curso y que todavía no existe un acuerdo finalizado sobre las condiciones para exportar gas desde Venezuela.
Lo que sí está confirmado es que el proceso avanzó de forma tangible en los últimos meses. Reuters informó que Venezuela firmó “acuerdos estratégicos” con Repsol y Eni para impulsar la producción de gas en Cardón IV, y que, según Delcy Rodríguez, esos acuerdos también buscaban abrir el camino para una expansión exportadora. Eni, por su parte, señaló que el entendimiento sentaba las bases para reactivar exportaciones de gas natural y líquidos, siempre sujetas a las autorizaciones legales y regulatorias necesarias.
El activo en el centro de esta historia es Perla, uno de los mayores campos de gas costa afuera de América Latina. Repsol lo describe como uno de sus descubrimientos más relevantes en la región y reporta una producción actual cercana a 580 millones de pies cúbicos diarios.
Eni había indicado ya en 2015, al iniciar la producción del campo, que el desarrollo de Cardón IV estaba orientado prioritariamente al mercado interno venezolano mediante un Gas Sales Agreement con PDVSA vigente hasta 2036. Ese diseño contractual explica por qué el proyecto, pese a su escala, ha tardado tantos años en traducirse en una plataforma exportadora.
La clave del nuevo momento no es solo geológica, sino regulatoria y financiera.
Recientemente Estados Unidos relajó de forma significativa las sanciones sobre el sector energético venezolano y emitió licencias generales que permiten a compañías como Eni y Repsol operar proyectos de petróleo y gas en el país. Posteriormente, la OFAC formalizó la General License 50A para operaciones en el sector y se añadieron otras licencias que amplían el margen para negociar contratos y facilitar ciertas transacciones financieras.
Ese nuevo marco ha mejorado el entorno para reactivar inversiones y destrabar esquemas de pago, aunque no elimina por completo la necesidad de autorizaciones adicionales ni la complejidad de la arquitectura contractual.
En paralelo, también se ha movido el frente de los pagos pendientes. Reuters reportó en febrero que Venezuela ya puede compensar a Eni con cargamentos de crudo por el gas recibido, luego del alivio parcial de sanciones. Reuters añadió que Venezuela acumula más de US$7.000 millones en deuda con Eni y Repsol, precisamente porque las restricciones previas habían bloqueado por años la posibilidad de levantar productos y comercializarlos en el exterior. En otras palabras, la viabilidad de una futura cadena de exportación de gas no depende únicamente de capacidad de producción: también requiere resolver un historial de cuentas por cobrar y asegurar mecanismos de monetización sostenibles.
BAJO LA SOMBRA DE ALEX SAAB
La sombra de Alex Saab frustró el renacimiento del proyecto del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte, una ambiciosa iniciativa que buscaba transportar gas natural desde Venezuela hasta Colombia.
Siendo presidente de Ecopetrol, Ricardo Roa sostuvo conversaciones y negociaciones con Saab, con la aprobación del entonces mandatario colombiano Gustavo Petro, para reactivar el gasoducto, presentándolo como una solución al déficit de gas natural en Colombia, pero con la única intención del lucro personal.
Alex Saab, primero como presidente del Centro Internacional de Inversiones Productivas de Venezuela y luego como ministro, movió los hilos para revivir el proyecto.
Roa se convirtió en el principal promotor de la reactivación del gasoducto Antonio Ricaurte, de 80 km en territorio colombiano, con capacidad para transportar hasta 300 millones de pies cúbicos de gas al día, lo que permitiría suplir un déficit proyectado de 85 millones de pies cúbicos diarios a partir de 2025. El plan contemplaba la reparación de un tramo faltante de 1,1 kilómetros, con una inversión estimada de 40 millones de dólares, para recibir entre 30 y 50 millones de pies cúbicos diarios de gas venezolano.
En la siguiente entrega conocerán algunos detalles de las negociaciones sostenidas en el año 2025, donde participaron Alex Saab, Gustavo Petro, Carlos Gutiérrez Robayo y la ex primera dama de Colombia, Verónica Alcocer.
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