La industria gasífera venezolana atraviesa una etapa de reactivación marcada por nuevos acuerdos con empresas internacionales y por proyectos orientados a recuperar infraestructura, aumentar la producción y abrir nuevas vías para la comercialización del gas. El más reciente movimiento se produjo el 5 de octubre, cuando Baker Hughes suscribió una alianza estratégica con PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG para identificar y desarrollar proyectos a lo largo de la cadena gasífera costa afuera, desde la producción y el procesamiento hasta el transporte, la comercialización y una eventual exportación de gas natural licuado (GNL). El acuerdo también contempla atender, en el corto plazo, las necesidades del mercado interno, particularmente el suministro destinado a la generación eléctrica.

La discusión sobre el gas venezolano comienza a desplazarse desde el potencial de sus reservas hacia las condiciones necesarias para convertir ese recurso en producción efectiva, suministro interno y, eventual pero principalmente, exportaciones. Baker Hughes señala que la alianza funcionará inicialmente como un marco de cooperación y que cada proyecto deberá concretarse mediante acuerdos definitivos, aprobaciones internas y las autorizaciones correspondientes en materia de sanciones y controles de exportación estadounidenses.

Según la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), Venezuela contaba en 2023 con aproximadamente 195 billones de pies cúbicos de reservas probadas de gas natural, equivalentes al 73% de las reservas de gas de América del Sur. Sin embargo, el mismo organismo señala que cerca de 80% del gas producido en el país está asociado a la extracción de petróleo y que una parte importante de la producción se utiliza para sostener operaciones petroleras, mientras alrededor de 30% del gas producido se reinyecta en los yacimientos para incrementar la producción de crudo.

Esta característica ha condicionado históricamente el desarrollo de la industria gasífera venezolana. El país dispone de una base de recursos considerable, pero buena parte de ella permanece subutilizada debido a la necesidad de ampliar infraestructura de procesamiento, transporte, almacenamiento y distribución, además de desarrollar proyectos específicamente orientados a la producción de gas no asociado.

Los nuevos acuerdos apuntan precisamente a intervenir sobre esa brecha.

Cardón IV: aumentar la producción y consolidar el suministro interno

Uno de los principales activos para la expansión de la producción gasífera venezolana es el campo Perla, ubicado en el bloque Cardón IV, en aguas someras del Golfo de Venezuela. El proyecto, operado por la empresa Cardón IV, está participado en partes iguales por la italiana Eni y la española Repsol, y constituye actualmente una de las principales fuentes de gas natural del país. Eni lo identifica como el mayor campo de gas costa afuera descubierto en América Latina.

Perla inició su producción en 2015 y actualmente aporta alrededor de 580 millones de pies cúbicos diarios de gas natural al mercado venezolano. La vocería del mismo Cardón IV señala que ese volumen se destina al abastecimiento nacional, mientras Repsol confirma que la producción actual del campo se ubica en ese nivel.

La importancia de Perla dentro del sistema energético venezolano también puede medirse por su participación en la demanda nacional. Según Eni, la producción del campo representa aproximadamente 35% del consumo total de gas de Venezuela, una proporción que convierte a Cardón IV en un activo estratégico para el suministro energético del país. El gas producido allí abastece principalmente el mercado interno, incluyendo la generación eléctrica y actividades industriales.

El siguiente paso es incrementar esa producción. En abril, el gerente general de Cardón IV, Gonzalo Antonio Carrillo, informó que Eni y Repsol proyectan elevar progresivamente la producción desde los actuales 580 millones hasta 645 millones de pies cúbicos diarios. Para alcanzar ese objetivo, las empresas prevén avanzar con nuevas perforaciones y mejoras en la infraestructura del campo. 

El incremento previsto no se limita, por tanto, a extraer más gas de un yacimiento existente. Está asociado a la recuperación y ampliación de la infraestructura necesaria para procesarlo y movilizarlo. La viceministra venezolana de Gas, Cindy Rondón, señaló durante la conferencia Venezuela Energética que el país necesita acelerar la recuperación de su infraestructura gasífera y optimizar el manejo del gas asociado, precisamente uno de los cuellos de botella que condicionan el aprovechamiento del recurso.

El desarrollo de Cardón IV también ha adquirido una dimensión comercial adicional durante 2026. En marzo, Venezuela, Eni y Repsol alcanzaron un acuerdo destinado a garantizar la sostenibilidad de la producción de gas del proyecto y establecer mecanismos para su continuidad. Repsol informó posteriormente que el acuerdo contempla mecanismos de pago mediante cargamentos de crudo venezolano y que la compañía recibió en mayo el primero de esos cargamentos como pago por el gas producido en Cardón IV.

Lorán y el offshore: ampliar la frontera gasífera

El otro gran frente de expansión está en la Plataforma Deltana, donde Venezuela comenzó a destrabar el desarrollo del campo Lorán, uno de sus principales activos de gas no asociado costa afuera. En junio de 2026 se otorgó a Shell la licencia para la Fase I del proyecto. De acuerdo con el Ministerio del Poder Popular para Relaciones Exteriores, el campo cuenta con siete yacimientos, seis de ellos transfronterizos con Trinidad y Tobago. El acuerdo contempla el desarrollo de gas para atender tanto el mercado interno como futuras oportunidades de exportación.

Dos meses después Venezuela otorgó los derechos para la Fase II de Lorán a una alianza integrada por BP Exploration, UCC Oil and Gas Holding y XRG, brazo de inversión internacional de la compañía energética de Emiratos Árabes Unidos. BP asumirá la operación técnica y las empresas tendrán participaciones iguales. Según el Ministerio de Hidrocarburos, esta fase permitirá proyectar el desarrollo de hasta 4 billones de pies cúbicos de gas no asociado, con tecnología para operaciones en aguas profundas y posibilidades de monetización en mercados internacionales.

El tamaño del activo explica parte del interés internacional. Shell ha descrito el gas como una de las áreas donde observa mayor potencial en Venezuela, mientras que su participación en Lorán forma parte de los nuevos proyectos que la compañía evalúa en el país. El CEO de Shell, Wael Sawan, señaló en octubre que la empresa ve una ventaja competitiva particularmente fuerte en el gas venezolano frente a proyectos de crudo pesado.

El desarrollo costa afuera, sin embargo, depende de algo más que la existencia de reservas. Para que un yacimiento se convierta en moléculas disponibles para el mercado hacen falta sistemas de procesamiento, transporte, compresión y comercialización. Allí aparece uno de los anuncios más recientes: el acuerdo firmado el 5 de octubre entre Baker Hughes, PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG para impulsar infraestructura a lo largo de la cadena del gas.

El convenio plantea trabajar, en una primera etapa, en la recuperación y ampliación de infraestructura necesaria para cubrir los requerimientos internos de gas y mejorar el suministro destinado a la generación eléctrica. En una segunda etapa contempla evaluar infraestructura de transporte y procesamiento de acceso abierto, además de soluciones de gas natural licuado (GNL) que permitan monetizar producción tanto para el mercado nacional como para la exportación.

Perspectivas: del potencial gasífero a una industria operativa

La industria gasífera venezolana entra en una etapa en la que el principal reto será convertir recursos y acuerdos en producción efectiva. Cardón IV ya aporta unos 580 millones de pies cúbicos diarios al mercado interno y tiene como objetivo elevar ese volumen a 645 millones mientras Lorán incorpora nuevos proyectos costa afuera con participación de grandes compañías internacionales. La Fase II de Lorán, por sí sola, contempla desarrollar hasta 4 billones de pies cúbicos de gas no asociado.

El segundo desafío está en la infraestructura. El acuerdo anunciado por Baker Hughes, PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG apunta precisamente a ese punto: recuperar y ampliar instalaciones para producción, procesamiento y transporte, con una primera orientación hacia el mercado interno y la generación eléctrica y, posteriormente, hacia la exportación y el GNL. El acuerdo todavía funciona como marco para proyectos específicos, por lo que su impacto dependerá de que esas iniciativas pasen a contratos y obras concretas.

La perspectiva de exportación también comienza a formar parte de la planificación de los nuevos desarrollos. Eni ya contempla un proyecto de exportación de GNL asociado a Perla y Venezuela ha planteado Lorán como un activo con capacidad de incorporarse a los mercados internacionales. Esto abre una posibilidad de monetización adicional para el gas venezolano, pero requiere resolver antes producción, procesamiento, transporte, financiamiento y mecanismos comerciales estables.

En ese sentido, la próxima etapa de la industria gasífera venezolana se medirá menos por el tamaño de sus reservas que por su capacidad para ponerlas en circulación. Si los nuevos contratos consiguen aumentar la producción de campos existentes, desarrollar los proyectos offshore y recuperar la infraestructura que conecta el gas con el mercado, Venezuela tendrá condiciones para convertir un recurso históricamente subutilizado en una fuente más importante de energía interna y, progresivamente, de ingresos por exportación.