Los activos costa afuera de Venezuela son particularmente vitales, no solo desde el punto de vista del contenido de hidrocarburos que poseen, sino por las implicaciones que representan en la seguridad energética de Venezuela, del continente y del resto del mundo. Más allá de ello, nuestra proyección caribeña y atlántica resultan vitales para la seguridad estratégica, soberanía e integridad territorial de corto y largo plazo de nuestra nación.

Las reservas probadas de gas natural hasta ahora descubiertas en nuestra plataforma marina y submarina superan con creclos 30 TCF. Aunque existen campos de gas no asociado entre ellos, muchos son de gas condensado retrógrado, ameritando un tratamiento particularmente especial a la hora de su desarrollo.

La seguridad estratégica promovida desde las inmensas reservas de gas natural que posee Venezuela, como fuente de energía más limpia, segura, sostenible y confiable, tanto para el continente, como para el resto del mundo, es hoy por hoy indiscutible. Sin embargo, como nación, no podemos decir lo mismo de nuestra seguridad estratégica, soberanía e integridad territorial, hoy por hoy seriamente cuestionadas.

Ese gas/gas condensado contenido en dichos activos es apetecido por todo el caribe, el resto del continente, Europa y Asia. Es un hidrocarburo que apalanca economías y gobiernos, pero también es un área que sirve de cinturón protector ante invasiones como la que sufrió Venezuela apenas entrado el 2026. Por ello no debe ser entregada a intereses unidireccionales, sino a una comunidad de intereses que representen los distintos polos de poder mundial, tal que se compense el monopolio de fuerzas militares y económicas, por lo nocivo que estas podrían resultar para nuestra seguridad, soberanía e integridad como nación.

Recientemente se supo de la intención de Shell y el campo Dragon de retomar el acuerdo celebrado en 2024, luego anulado a finales de 2025 debido a la conspiración que se tejió en contra de Venezuela, con la participación del gobierno de Trinidad.

Indistintamente de ello, denunciamos en el pasado que el acuerdo Venezuela-Shell-Trinidad firmado por el novato Tellechea, es inconveniente y nocivo al interés nacional [Venezuela obligada a renegociar el acuerdo PDVSA-Dragon-Trinidad, por ser ajeno al mejor interes nacional - Por: Einstein Millán Arcia @EinsteinMillan] y por lo tanto no debe ser retomado, sino renegociado desde cero sacando provecho a lo largo de toda la cadena de valor corriente abajo.

La decadente isla

De acuerdo con datos oficiales, la producción total de líquidos [crudo y condenados] de Trinidad alcanzó su máximo histórico durante 2005 con cerca de 144,445 BPD, mientras que la producción de gas logra su máxima expansión en el entorno de 2010, con cerca de 4,330 MMPCD. A partir de entonces, el desplome en la producción de líquidos y gas ha sido sostenido, cediendo a razón de 4% anual. Para el cierre de 2025 la producción de líquidos es de apenas 52,000 BPD, mientras que la de gas cerca de 2,300 MMPCD, representando una pérdida volumétrica acumulada del 64% para la producción de líquidos y del 47% para la producción de gas, sugiriendo el inminente fin de la historia petrolífera y gasífera de Trinidad, de continuar por el camino actual. Su única salvación reposa en descubrir nuevas reservas, o en poder tener acceso a los hidrocarburos Venezolanos.

Guyana no representa hoy por hoy una opción para Trinidad, porque para poder llevar los hidrocarburos producidos en nuestras aguas en conflicto, todas las rutas conducen hacia aguas territoriales Venezolanas. Todos los anuncios y esfuerzos exploratorios que ha tratado de impulsar Trinidad no han dado frutos hasta el momento, muchos por razones inherentes a la dinámica de la geopolítica regional, mientras que otros por antieconómicos y poco atractivos. La única alternativa real, sostenible y atractiva económicamente para la isla, es Venezuela.

Durante 2016-17, nos tocó asesorar personalmente al entonces ministro-presidente de PDVSA y amigo, el fallecido N. Martínez, en medio de las negociaciones con el entonces ministro de energía de trinitario; S. Young, le advertimos sobre la conveniencia de no solo limitarnos como país y corporación energética, a vender nuestros hidrocarburos a los trinitarios, sino que debíamos asegurar el acceso a su complejo de licuefacción de ALNG, sus mercados internacionales y una participación proporcional en las ganancias corriente abajo del negocio del LNG y petroquímica, ya que la misma creciente dependencia de nuestros hidrocarburos, haría inviable para los trinitarios el sostenerse por sí solos en el mediano y largo plazo, exponiéndose a perderlo todo; no solo a sus clientes internacionales, sino la producción doméstica tanto en el área petroquímica, como de otros derivados como metanol y amonia.

Impacto Económico

El desplome de la producción de crudo y gas tiene un impacto significativo en la economía trinitaria, ya que su sector de manufactura depende mayoritariamente del gas natural. La contribución al PIB de Trinidad y Tobago del sector gasífero y petrolífero se acerca al 40% y representan el 80% de sus exportaciones totales, aunque solo emplea cerca del 5% de la fuerza hombre local, particularmente por la escasa experticia.

Actualmente Trinidad consume cerca de 850 MMPCD de gas y 20,000 BPD de crudo, constituyendo un 37% de la producción de gas y un 38% de la de líquidos. Sin duda, la isla se acerca rápidamente hacia un creciente déficit tanto de energía, como fiscal, atizando la complejidad que se les avecina en cuanto; no solo a su crecimiento, sino a su sostenibilidad económica como nación. La isla busca desesperadamente aumentar las inversiones en el sector de hidrocarburos y petroquímica, para revertir la caída de su producción y reposicionar sus exportaciones.

El impacto económico de la desaceleración de su producción ha sido notable, originando que los ingresos desde el área energética cayeran en más del 48% hacia $14,700 millones en el reciente cierre fiscal. En consecuencia, el aumento del gasto público y el desplome de los ingresos antes mencionados han incrementado el déficit fiscal. Los esfuerzos de la administración de K. Persad de diversificación hacia turismo y manufactura, han sido infructuosos por su bajo impacto. En el caso del turismo, ha sido originado por el alarmante crecimiento en el crimen junto a la desbordante expansión del desempleo y la pobreza. En el caso del sector manufactura una de las causas de su caída ha sido el alza desmesurada en el costo de la energía, precisamente impulsado por el gobierno mismo.

El desplome sostenido de la producción de crudo y gas ha creado un creciente e importante cuello de botella en la alimentación del sector petroquímico de la deprimida isla, que ha conllevado a ensanchar el déficit fiscal, al reducir los ingresos en divisa dura. Es así como el producto interno bruto se ha visto adversamente impactado, mostrando una caída sostenida entre 2015 cuando alcanzó $26.84 billones, cediendo hasta $20.89 billones [corrientes] durante 2020; representando un desplome del 22.2%. Aún no se tienen cifras oficiales conocidas para 2022, 2023, 2024, ni 2025.

Los problemas para la isla se multiplican, ya que la caída en la producción de gas ha originado un déficit en el gas de alimentación al sector petroquímico y manufactura, sector crucial en la producción de amonia y metanol, eslabones estos que representan un elevado componente de las exportaciones desde Trinidad. Este cuello de botella aunado al alza en el costo del gas promovida desde la administración de K, Persad, ha originado un desplome importante, no solo en la competitividad del sector petroquímico y las exportaciones, sino en los incentivos que ofrece la isla para inversiones.

Esta es una clara oportunidad para que Venezuela se posicione a través de su gas, en los mercados mundiales, apalancándose en una infraestructura que de otra forma no tendrá utilidad en el mediano plazo para los trinitarios, sin el gas Venezolano.

Einstein Millán Arcia: Asesor de Petróleo y Gas "Upstream". Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991; Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990; Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979.