Energía · Caribe
—El turno. Después de años de caída de la producción, Trinidad espera que su producción de gas se recupere en 2027.
—Los conductores. Nuevos campos de BP y Shell, todos en aguas propias de Trinidad, entregarán el primer gas ese año.
—El más grande. Se espera que el campo Manatee de Shell alcance un máximo de alrededor de 104.000 barriles de petróleo equivalente por día.
—El punto de todo esto. El nuevo gas está destinado a recargar la planta de GNL del Atlántico, la principal fuente de ingresos por exportaciones de la isla.
—El bono. El gas transfronterizo proveniente de una reapertura de Venezuela podría agregar aún más suministro más adelante en la década.
—La trampa. Los analistas advierten que pocos proyectos sancionados alcanzan el primer gas más allá de 2027, por lo que la ventana es estrecha.
La economía del gas de Trinidad, que durante mucho tiempo ha estado en lento declive, está basando su recuperación en una ola de nuevos campos previstos para 2027, perforados en sus propias aguas en lugar de a través de una frontera en disputa.
La economía del gas de Trinidad apuesta a un repunte de sus propios campos en 2027. (Foto reproducción de internet)RTPregúntele a Rio Times¿Tiene alguna pregunta sobre Brasil o América Latina? Obtenga una respuesta directa de nuestros informes.Empieza a preguntar →
Por qué es importante el repunte del gas en Trinidad Trinidad y Tobago es el mayor productor de gas del Caribe y el gas es la columna vertebral de su economía. Sin embargo, durante años su producción ha ido disminuyendo a medida que los campos más antiguos se secan.
Esa disminución privó de materia prima a las plantas exportadoras de la isla y redujo los ingresos del gobierno. Ahora el panorama está cambiando, con un claro punto de inflexión en el horizonte.
En sus últimos informes anuales, las grandes empresas energéticas BP y Shell señalaron cada una de ellas el año 2027 como el año en que entrarán en funcionamiento una serie de nuevos proyectos. La característica notable es que estos campos se encuentran firmemente dentro de las propias aguas de Trinidad.
Esa distinción es importante para un lector que mira desde el extranjero. Significa que la recuperación a corto plazo no depende de la enredada política de la vecina Venezuela.
Hay mucho en juego para una economía pequeña. El gas sustenta no sólo las exportaciones sino también las plantas petroquímicas, la electricidad y los ingresos públicos de los que depende el país.
Los proyectos locales que hacen el trabajo El campo Manatee de Shell es el peso pesado. Se necesitó un visto bueno final en 2024 y está previsto que comience en 2027, bombeando finalmente unos cien mil barriles de petróleo equivalente al día.
Shell lo está combinando con un proyecto más pequeño llamado Aphrodite, también previsto para 2027. Juntos, la compañía dice que los dos ayudarán a sostener la industria del gas de la isla durante la próxima década.
BP está añadiendo sus propios desarrollos, llamados Ginger y Mento, vinculados a las plataformas que ya utiliza. Aprovechar el kit existente de esta manera es más rápido y económico que empezar desde cero.
BP describe Ginger como su cuarto proyecto submarino en el país, vinculado a una plataforma que ya opera. Un programa de pozos separado en campos existentes también agregará gas en la misma ventana.
El objetivo común es recargar Atlantic LNG, la planta de exportación de Point Fortin. Esa instalación es la principal fuente de divisas del país y se ha estado quedando sin combustible.
Venezuela es una ventaja, no una base El premio más dramático se encuentra al otro lado de la frontera marítima. Varios enormes yacimientos de gas se extienden a ambos lados de la línea entre Trinidad y Venezuela, cerca de las plataformas que Shell ya opera.
Tras la caída del exlíder de Venezuela a principios de 2026, Washington alivió sus sanciones y emitió nuevas licencias. Eso permitió a BP y Shell regresar a los proyectos transfronterizos inactivos, incluido el campo Dragon, estancado durante mucho tiempo.
Si esos campos se desarrollan, podrían alimentar aún más gas a las plantas de Trinidad más adelante en la década. El atractivo para las empresas es la geografía: canalizar gas a las plantas existentes es mejor que construir otras nuevas.
Solo el campo Dragon contiene aproximadamente cuatro billones de pies cúbicos de gas y se encuentra a poca distancia de una plataforma Shell. Se prevé una primera etapa allí para finales de 2027, aunque el momento se ha retrasado muchas veces antes.
Pero esa oferta es una ventaja adicional, no el caso base. Las licencias pueden ser revocadas y cualquier pago a Caracas debe pasar a través de cuentas controladas por Estados Unidos.
Por qué es importante para los inversores Para cualquiera que siga los mercados de gas del Atlántico, Trinidad es una prueba de si un productor maduro puede detener su propio declive. Los proyectos de 2027 son la evidencia más clara hasta ahora de que podría ser así.
La división entre los campos locales y los campos transfronterizos es la clave para interpretar el riesgo. Los proyectos nacionales están sancionados y en plazo, mientras que los venezolanos conllevan condiciones políticas.
También hay una seria advertencia en las notas de los analistas. Pocos de los proyectos previstos alcanzan el primer gas después de 2027, por lo que el país debe seguir sancionando rápidamente nuevos desarrollos.
Por ahora, la dirección del avance es alcista después de una larga caída. Que eso se mantenga depende del éxito de las perforaciones, los precios y la mano firme de Washington hacia Venezuela.
Preguntas frecuentes ¿Por qué se recuperará el sector del gas de Trinidad en 2027? Varios campos nuevos operados por BP y Shell entregarán el primer gas ese año. Se encuentran dentro de las propias aguas de Trinidad y están destinados a recargar la planta de exportación de GNL del Atlántico después de años de disminución de la producción.
¿Qué papel juega Venezuela? Grandes yacimientos de gas se encuentran a ambos lados de la frontera con Venezuela, y la flexibilización de las sanciones estadounidenses en 2026 los reabrió a BP y Shell. Esa oferta es un potencial alcista más adelante en la década, no la base de la recuperación a corto plazo.
¿Cuál es el principal riesgo para el rebote? Los analistas advierten que pocos proyectos sancionados entregan el primer gas después de 2027. Trinidad debe seguir aprobando rápidamente nuevos desarrollos, mientras que el suministro transfronterizo depende de que Washington mantenga sus licencias vigentes.
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