Venezuela podría aprobar pronto una licencia para que Shell y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago desarrollen un yacimiento de gas natural en altamar y exporten su producción al país caribeño, según fuentes vinculadas.
La licencia ayudaría a Trinidad a impulsar su procesamiento de gas y sus exportaciones petroquímicas, además proporcionaría a Venezuela una fuente extra de dinero en efectivo, dice una nota de Reuters.
Ambas naciones pretender acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que EEUU emitió en enero una autorización de dos años que permitiría el desarrollo del yacimiento.
Trinidad es el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) y Venezuela con las mayores reservas de gas de América Latina, complementarían entre sí sus necesidades de producción y exportación de gas.
Los dos países discuten actualmente una licencia de exploración y producción de 25 años para el Campo Dragón, que cuenta con 4,2 billones de pies cúbicos de gas y se encuentra en aguas venezolanas, cerca de la frontera marítima con Trinidad.
Según las fuentes, el acuerdo podría firmarse en los próximos días, tras resolver algunos acuerdos.
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Shell operaría el proyecto con una participación de 70 % y NGC de Trinidad tendría el 30 % restante, de acuerdo a los términos propuestos, dijeron las fuentes.
Por el gas Pdvsa recibiría dinero o producción del combustible
Mientras que a Pdvsa, que descubrió las reservas de Dragón y pagó por la infraestructura que allí existe, no tendría participación en el proyecto, pero recibiría dinero en efectivo o una parte de la producción de gas como regalías.
En el 2013 Pdvsa terminó las pruebas de producción de gas en el Campo Dragón. Este yacimiento nunca ha estado comercialmente activo por la falta de capital de la empresa y por las sanciones de EEUU.
El precio del gas está en negociaciones
El ministro de Energía de Trinidad, Stuart Young, señaló en octubre que ambos países habían iniciado negociaciones sobre el precio del gas Dragón.
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Fuentes vinculadas señalaron que la licencia propuesta permitiría que un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos por día (mcfd) de butano venezolano fuera a Trinidad para la producción de GNL a finales de 2026.
Adicionalmente, 50 mcfd pasaría a plantas petroquímicas.
En principio, el precio acordado por las partes es de $3 por mcfd, según las fuentes.
Pdvsa ha insistido en que se pague por adelantado un bono de firma por $65 millones.
Por su parte, Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a etapas del proyecto, como el primer gas, dijeron las fuentes.
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