El panorama gasífero costa afuera en Venezuela ha dado un giro radical durante el primer semestre de 2026. Los movimientos estratégicos de las multinacionales británicas BP y Shell apuntan a un objetivo claro: monetizar las gigantescas reservas de gas venezolano utilizando la infraestructura de Trinidad y Tobago para abastecer un mercado europeo sediento de energía.
El avance de gigantes como BP y Shell en el sector gasífero venezolano representa un punto de inflexión que podría transformar la economía nacional. Este texto analizará si estos proyectos -realmente- se configuran como un salvavidas energético para Europa y las posibles reformas legislativas necesarias para viabilizar inversiones de esta magnitud en el país.
Parece que la cosa no es tan sencilla. Rafael Quiroz Serrano es uno de los economistas y expertos petroleros más consultados de Venezuela, ampliamente reconocido por su enfoque técnico, analítico y alejado del debate puramente político.
Estabilidad política
El experto estableció, de entrada, que la viabilidad estructural de los proyectos de BP y Shell frente al esquema de sanciones de la OFAC depende de la capacidad de obtener garantías reales de seguridad jurídica de largo plazo. Quiroz opina que en los casos de BP, Shell o cualquier otra petrolera foránea “las condiciones del levantamiento sanciones de la OFAC son muy convenientes, por decirlo en términos muy claros”.
En contraste, el experto apunta que “lo que en verdad se requiere, es decir, lo que esas empresas exigen es estabilidad política; y para que haya la estabilidad política es vital pasar por una transición democrática”. Jefe de la Cátedra de Petróleo en el pregrado y postgrado de la Universidad Central de Venezuela (UCV), el analista señala que “ese es el meollo principal para que se concreten más inversiones petroleras en Venezuela, en el futuro inmediato o a mediano plazo; y también a largo plazo, por supuesto”.
Dicho esto, Quiroz Serrano pone sobre la mesa el punto de si serían suficientes las reservas gasíferas venezolanas para convertir al país en un proveedor clave para Europa. “Aquí no se trata propiamente que seamos clave para Europa en cuanto al suministro de gas. Yo creo que, por supuesto, no alcanzaremos a abastecer toda Europa en términos gasíferos”.
El techo, por ahora: 50% de la demanda europea “Pero sí podemos, como mínimo, suministrar la mitad del gas que necesita Europa. El problema es que volvemos a la respuesta de la pregunta anterior. Aquí no vendrán tampoco las inversiones para desarrollar el sector del gas en Venezuela, si no existe una estabilidad política. Y eso va a garantizar -por supuesto- como consecuencia una estabilidad económica”.
-¿Qué reformas urgentes necesita la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos para blindar estas inversiones?
–La última reforma que se hizo a la Ley Orgánica de Hidrocarburos es bastante amplia. Yo diría que es más que suficiente, ya que se redujo el Impuesto sobre la Renta (ISLR), se bajaron las regalías, y también la participación porcentual en los proyectos se aumentó para las empresas privadas venezolanas y las transnacionales que quieran venir a coexistir en sociedad con Petróleos de Venezuela (Pdvsa) o el Estado venezolano.
“Lo que no podemos es ser tan elásticos como para volver a la a la época de las concesiones petroleras. Es decir, aquellas concesiones que se otorgaban antes del primero de enero de 1976, cuando se nacionalizó la industria petrolera”.
En este punto, hay que considerar las recientes declaraciones del representante de la Chevron en Venezuela, las cuales dan a entender que esta empresa también aspira a una mayor reducción del ISLR y una rebaja de las regalías.
“No podemos satisfacer las expectivas excesivas que algunas transnacionales tienen al pedir reducciones del Impuesto sobre la Renta y de las regalías”, apunta Quiroz sobre una situación que implica complejas negociaciones.
-¿Cómo impactará el desarrollo de estos yacimientos transfronterizos la relación comercial con Trinidad y Tobago?
– Bueno, estas iniciativas impactarán en la medida en que se hagan efectivas y en que se aporten cuantiosos capitales para desarrollarlas. El problema de esos yacimientos, que pueden llamarse transfronterizos, es que se extienden por aguas territoriales internacionales, lo que impone una negociación geoestratégica que también requiere garantías sólidas de estabilidad.
Quiroz señala que estos yacimientos gasíferos deben ser desarrollados en forma conjunta, como suele hacerse cuando hay campos offshore, para cuya gestión los estados se ponen de acuerdo en las condiciones jurídicas y fiscales mientras las empresas operadoras forman consorcios.
“Es cuestión de alcanzar acuerdos para desarrollar tales proyectos, pero Venezuela no cuenta, en estos momentos, con los recursos para aportar a una sociedad donde participe directamente PDVSA. Esa es la piedra de tranca”.
Pero, ¿tienen el Estado y PDVSA la capacidad técnica para asumir su porcentaje de participación en estos contratos? Rafael Quiroz Serrano piensa que “nuestra capacidad técnica es lo de menos, porque los métodos de exploración y producción, ya sea en tierra firme o costa afuera, los manejan las trasnacionales. Se harán alianzas convenientes para ambas partes”, despacha con tranquilidad.
Para el vocero, el mayor problema radica en la determinación de las inversiones necesarias -por lo menos- para los 10 primeros años, “y cómo se garantizará el pago de tales montos”, toma distancia con cautela.
Vía libre
El punto de quiebre sobre la “estabilidad política” y las reglas de juego cambió radicalmente a inicios de año, ya se sabe.
Tras la salida de Nicolás Maduro a principios de enero y la posterior asunción de Delcy Rodríguez como presidenta encargada, la administración de Donald Trump emitió licencias que otorgaron “vía libre” operativa a las grandes firmas como Chevron, BP, Shell, Repsol y Eni.
En marzo, la presidencia encargada y Shell sellaron un Acuerdo Marco técnico-financiero para reactivar operaciones onshore e integrar capital local, como la ingeniería de Vepica en las unidades Carito y Pirital, ubicadas en el estado Monagas.
Aun así, directivos como Wael Sawan, CEO de Shell, mantienen cautela: los proyectos en tierra tardarán en madurar, y las corporaciones observan con lupa las condiciones fiscales, el estado de la infraestructura gasífera y la solidez institucional a mediano plazo antes de desembolsar los entre 15.000 y 20.000 millones de dólares necesarios para duplicar la producción de gas en el país.
NAM/Banca y Negocios
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