Venezuela se encuentra sentada sobre una de las mayores acumulaciones de gas natural de la región latinoamericana. Con aproximadamente 200 billones de pies cúbicos en reservas, distribuidos en buena parte en yacimientos no asociados del oriente del país y en extensas áreas costa afuera.
Los complejos de Patao, Mejillones, Río Caribe y Dragón, junto con la Plataforma Deltana frente a la costa suroriental, configuran una franja energética cuya proximidad a las instalaciones de procesamiento de Trinidad y Tobago introduce una lógica de complementariedad.
En 2024, se iniciaron certificaciones sobre más de 50 bloques en la zona norte costera que consolidan los nuevos registros, y así Venezuela podría escalar al cuarto lugar mundial en reservas de gas, con una proyección temporal que, en términos conservadores, habla de hasta 200 años de disponibilidad del recurso.
De hecho, en el reciente informe del Servicio de Investigación del Congreso de Estados Unidos se informa que:
"Venezuela tiene suficiente gas natural, al ritmo actual de producción, para más de 200 años. Si Venezuela produjera al mismo ritmo, proporcionalmente, que Estados Unidos, su producción anual sería de aproximadamente 367 mil millones de metros cúbicos (BCM), en comparación con los aproximadamente 24 BCM actuales. Con este ritmo más alto, dispondría de una gran cantidad de gas natural para la exportación, si el consumo interno no alcanzara el mismo nivel que la producción. Además, podría representar una nueva fuente de ingresos para Venezuela".
En ese mapa energético destacan dos polos estratégicos:
- Cardón IV, en el golfo de Venezuela
- Los campos del proyecto Mariscal Sucre, a pocos kilómetros de la península de Paria.
Allí se ubican descubrimientos de enorme relevancia como el campo Perla, en Paraguaná, considerado el mayor hallazgo gasífero de América Latina en su momento, con pruebas que alcanzaron 150 millones de pies cúbicos diarios y reservas estimadas en 17 tcf.
También el campo Dragón, perforado en 2008 frente a las costas del estado Sucre, con aproximadamente 2,4 billones de pies cúbicos en reservas y una proyección inicial de producción de 150 millones de pies cúbicos diarios, escalables a 300 millones.
Estos números son la medida de una capacidad de apalancamiento económico que puede convertirse en nueva arteria de ingresos para el país.
De este modo, el resurgimiento del gas venezolano es un elemento articulador de nuevas dinámicas energéticas regionales, donde convergen decisiones políticas, flexibilizaciones regulatorias y necesidades estructurales de abastecimiento.
Trinidad y Tobago, pero también Colombia
Las recientes licencias emitidas por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC, según siglas en inglés), las declaraciones de autoridades en Bogotá y Puerto España y el renovado interés corporativo en proyectos gasíferos venezolanos indican que el Caribe y el norte de Suramérica comienzan a reorganizarse alrededor de una variable en la ecuación energética común: Venezuela como reserva estratégica de hidrocarburos.
La reciente publicación de las licencias generales emitidas por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) abrió un marco regulatorio que, sin desmontar el régimen sancionatorio, habilita condiciones operativas más amplias para la cooperación gasífera entre Venezuela y sus vecinos inmediatos.
Las licencias 48, 49 y 50, publicadas entre el 10 y el 13 de febrero de 2026, autorizan respectivamente el suministro de bienes, tecnología y servicios necesarios para operaciones petroleras y gasíferas; la negociación y firma de contratos contingentes vinculados a nuevas inversiones y expansión de proyectos energéticos; y la ejecución de transacciones operativas para compañías específicas como BP, Chevron, Eni, Repsol y Shell.
En conjunto, estas medidas crean un entorno jurídico que facilita la reactivación de proyectos transfronterizos, en materia de gas, largamente postergados, y reintroducen a Venezuela como pieza funcional dentro del equilibrio energético del continente.
En Trinidad y Tobago, la reacción oficial fue inmediata. La primera ministra Kamla Persad-Bissessar calificó las licencias 49 y 50 como un marco "claro" y "estructurado" para desarrollar actividades energéticas en la frontera marítima compartida con Venezuela, subrayando que el país caribeño ve en esta apertura una oportunidad para fortalecer la cooperación energética:
"Como socio cercano de larga data de los Estados Unidos, Trinidad y Tobago ve este desarrollo como una oportunidad importante para profundizar la cooperación energética hemisférica, fortalecer la estabilidad regional y reforzar los lazos comerciales confiables".
En este punto, debe hacerse la salvedad de que siempre ha sido línea sostenida por el gobierno venezolano convertir el gas natural en eje de cooperación regional, pues, en 2023, cuando el Ministerio del Poder Popular de Petróleo otorgó la licencia de exploración y producción del campo Dragón a la National Gas Company (NGC) de Trinidad y Tobago y a Shell, la presidenta encargada (entonces vicepresidenta ejecutiva) Delcy Rodríguez dejó claramente establecida esa visión al afirmar que "este gran proyecto marca un momento histórico para Venezuela, ya que por primera vez se va a producir y exportar gas; y también significa un ejemplo de lo que deben ser las relaciones de cooperación y amistad entre nuestros países".
La declaración delineaba al gas venezolano como instrumento de integración económica, estabilidad regional y asociación pragmática entre vecinos.
Ahora bien, otra declaración que estuvo en consonancia con la primera ministra trinitense fue la de Mala Baliraj, presidenta de la Cámara de Energía de Trinidad y Tobago, que destacó que proyectos estratégicos como el campo Dragón y el desarrollo transfronterizo Manakin-Cocuina podrían finalmente avanzar gracias a los cambios regulatorios recientes.
Voces empresariales como David Campbell, presidente de bp Trinidad y Tobago, coincidieron en que la lógica industrial favorece aprovechar los recursos venezolanos no desarrollados junto a la infraestructura subutilizada del país insular, mientras actores independientes como Paul Baay, de Touchstone Exploration, señalaron que el momento abre oportunidades incluso para productores de menor escala.
El interés trinitense responde a una realidad estructural, debido a que su industria de gas natural licuado enfrenta una caída sostenida del suministro doméstico pese a contar con una capacidad de licuefacción cercana a 16 bcm anuales, uno de cuyos trenes permanece inactivo por falta de gas.
En este contexto, los yacimientos venezolanos, especialmente Dragón, con reservas estimadas en 4 tcf, y los complejos offshore del oriente venezolano, aparecen como la fuente más lógica y cercana para sostener la viabilidad de Atlantic LNG y revitalizar exportaciones que podrían incrementarse hasta en 6 bcm anuales si los proyectos avanzan.
Sin embargo, para que esta cooperación alcance estabilidad política y operacional, será necesario que se calmen las aguas diplomáticas, considerando que el gobierno trinitense mantuvo meses atrás posiciones y acciones de intromisión, lo que los obliga ahora a una fase de recomposición basada en intereses energéticos compartidos.
En paralelo, Colombia avanza por una vía distinta pero convergente, ya que, en vísperas del encuentro entre la presidenta Delcy Rodríguez y el presidente Gustavo Petro, el mandatario colombiano confirmó el 11 de febrero de 2026, durante un acto en Chaparral (Tolima), que su gobierno importará gas venezolano para reducir costos energéticos internos, señalando explícitamente que, "con licencia OFAC", se iniciarán diálogos para traer gas "barato y rápido" al país, sin descartar cooperación futura en petróleo, energías limpias y transmisión eléctrica.
A este anuncio se le sumó la visita del ministro de Minas y Energía de Colombia, Edwin Palma, quien sostuvo una reunión con la presidenta Rodríguez, donde acordaron avanzar en un proceso de integración energética binacional orientado a la importación de gas venezolano, la adecuación de infraestructura compartida y el fortalecimiento de las interconexiones eléctricas entre ambos países.
El propio Palma destacó que estos espacios permiten construir "soluciones técnicas, sostenibles y con visión de largo plazo para garantizar un abastecimiento confiable y mayor desarrollo productivo entre los pueblos hermanos", mientras los equipos técnicos calificaron el encuentro como un paso decisivo hacia una agenda energética conjunta basada en seguridad energética regional y cooperación estructural.
Colombia enfrenta una disminución progresiva de su producción doméstica y depende crecientemente del GNL importado, mientras el gasoducto binacional, inactivo desde 2015 pero técnicamente operativo, posee una capacidad nominal de 5 bcm anuales, suficiente para cubrir gran parte de la demanda adicional prevista del país.
El trasfondo estructural explica la convergencia de ambos vecinos hacia Caracas. Aunque América Latina y el Caribe concentran poco más del 4% de las reservas globales de gas, alrededor del 70% de ese total regional se encuentra en Venezuela, que además posee la séptima mayor reserva mundial, estimada en 6300 bcm.
Actualmente, la producción venezolana ronda los 30 bcm anuales y se consume casi íntegramente en el mercado interno, lo que revela un enorme potencial exportador aún sin desarrollar.
Proyecciones de JP Morgan Global Research señalan que, bajo condiciones regulatorias e inversiones adecuadas, el gas venezolano podría reducir la dependencia regional del GNL importado, reequilibrar mercados energéticos vecinos e incluso impactar el comercio global de gas licuado.