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La primera molécula de gas de Campo Dragón saldrá en 2027

La primera molécula de gas del Campo Dragón operado por la alianza entre Pdvsa, The National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) y Shell Venezuela, saldrá a la superficie en 2027, y tendrá como destino las plantas de licuefacción y petroquímicas ubicadas en Trinidad y Tobago, de donde partirá a los países europeos.

Trinidad y Tobago está urgida por reactivar las plantas de licuefacción de Atlantic LNG y así recuperar el sitial de haber sido, después de EEUU, el segundo país exportador de gas de América. Con ese propósito puso en marcha toda una estrategia geopolítica destinada a que la Oficina de Control de Activos, del Departamento del Tesoro de EEUU, emitiera una licencia que le permitiera actuar, junto con Shell, en Venezuela. Con acciones el país caribeño se convierte en competidor de Venezuela, sobre todo en el sector petroquímico.
Atlantic LNG es una compañía conformada por NGC, Shell y BP. La producción de LNG en Atlantic representó el 15% de la producción global de Shell y el 18% de la producción global de BP en 2022.

Según nota escrita por Nicolás Deza, en el medio Econojournal, Trinidad y Tobago le asigna a Dragón una importancia central para reanimar sus exportaciones de LNG lo más rápido posible. El desplome de la producción nacional de gas dejó a este país con cerca de dos tercios de su capacidad de licuefacción fuera de servicio.

“Las exportaciones de gas licuado de Trinidad contabilizadas por S&P Global Commodity Insights entre enero y septiembre de 2023 ascendían a 6,5 millones de toneladas.

Representa algo más de un tercio de la capacidad total de licuefacción existente en las instalaciones de Atlantic LNG. La compañía posee cuatro trenes de licuefacción con una capacidad total de 15,8 millones de toneladas anuales”.

Hacer llegar el gas no asociado del Campo Dragón a los trenes de licuefacción de la Atlantic LNG exige la construcción entre ambos países de un gasoducto de 17 kilómetros de extensión, a través del cual transitará una respetable alícuota de los 4,2 billones de pies cúbicos de gas no asociado o libre existentes en el subsuelo del golfo de Paria, en el estado Sucre.

De acuerdo con el estudio del abogado y consultor energético Simón Herrera, titulado Desarrollo del proyecto de gas natural en el Campo Dragón entre Venezuela y Trinidad y Tobago, el campo Dragón es parte del proyecto gasífero costa afuera Mariscal Sucre en el golfo de Paria, junto con los campos Mejillones, Patao y Río Caribe. En los cuatro mencionados campos, la nación venezolana cuenta con reservas de gas natural equivalentes a 14,3 billones de pies cúbicos, sin mencionar a los condensados.

“Pdvsa, The National Gas Company of Trinidad and Tobago (NGC) y Shell Venezuela firmaron una hoja de términos en 2018, luego de unos dos años de negociaciones. Este acuerdo preveía la producción en el Campo Dragón, la construcción de un gasoducto hasta la plataforma costa afuera de Hibiscus operada por Shell, y el aprovechamiento de la importante infraestructura de procesamiento de gas ubicada en Point Fortin en el vecino país”, señala Herrera.

Una nota de la agencia Bloomberg precisa que el acuerdo para desarrollar el proyecto de gas marino en el Campo Dragón fue publicado en la Gaceta Oficial Extraordinaria número 6.793, el 29 de enero de 2024. Establece que la compañía NGC de Trinidad y Shell pagarán a Venezuela no menos del 45% de los ingresos brutos del proyecto.

También agrega que cancelarán un 20% de regalía por el gas seco del Campo Dragón de Venezuela y un 30% por los hidrocarburos pesados asociados al gas, en caso de encontrarse. Todo líquido asociado pasará a manos de Pdvsa.

No obstante, el medio Misionverdad señala que “por las sensibles circunstancias que generan las sanciones, los detalles de la licencia y acuerdos no han sido precisados públicamente, debido a que se trata de asuntos de seguridad nacional para ambos países. Pero se estima que Dragón puede producir 150 millones de pies cúbicos por día en el primer año, con planes de aumentar a 300 millones de pies cúbicos más adelante”.

En el Campo Dragón Shell sería el operador del proyecto y del futuro gasoducto de 17 kilómetros que permitirá importar el gas desde Venezuela. Shell también podría tomar una decisión final de inversión en Manatee, un campo de gas offshore en la costa este de Trinidad. Manatee es parte del descubrimiento Loran-Manatee compartido con Venezuela.

Las reservas probadas ascienden a 10 trillones de pies cúbicos (tcf), unos 7,3 tcf en Loran (del lado venezolano) y 2,7 tcf en Manatee.

Igualmente, hasta el 70% del gas producido en el Campo Dragón se enviará a las plantas de NGC del Atlántico y el 30% a las plantas petroquímicas de Trinidad. La licencia otorgada por el Gobierno de Venezuela tendrá una duración de 30 años, a partir de su publicación en la Gaceta Oficial de Venezuela, y tendrá la posibilidad de prorrogarse por el lapso que las partes acuerden.

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