BP sigue viendo potencial en el desarrollo conjunto de reservas de gas natural en la frontera marítima entre Venezuela y Trinidad y Tobago, pese a que Caracas suspendió el año pasado todos los acuerdos energéticos bilaterales con su vecino. Así lo señaló David Campbell, responsable de las operaciones de la compañía en Trinidad, durante una conferencia energética en Puerto España.
Tanto BP como Shell habían recibido licencias de Estados Unidos y Venezuela para avanzar en iniciativas costa afuera en esa zona, donde se han identificado reservas significativas. Entre ellas destaca Cocuina-Manakin, un yacimiento que se extiende a ambos lados de la frontera y cuya explotación requiere un esquema de cooperación binacional, tras haberse completado la fase exploratoria hace varios años.
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Activos subutilizados
Campbell sostuvo que existe una “lógica industrial evidente” para retomar el proyecto, dado que las reservas venezolanas se encuentran próximas a activos trinitenses con capacidad ociosa, como la planta de gas natural licuado Atlantic LNG y el complejo petroquímico Point Lisas. “Es un proyecto obvio”, afirmó, aludiendo a la complementariedad entre recursos y capacidad instalada.
BP anticipa un declive gradual en la producción de sus campos maduros en aguas someras de Trinidad, pero identifica oportunidades relevantes en aguas profundas. Entre ellas figura Calypso, un descubrimiento estimado en 3,5 billones de pies cúbicos de gas y operado por Woodside, así como los bloques exploratorios que la empresa desarrolla junto a Shell.
Campbell indicó que alrededor del 10% del gasto global de BP en exploración y producción este año se destinará a proyectos en Trinidad y Tobago, lo que confirma el peso estratégico del país en el portafolio de la compañía. La apuesta por nuevas fuentes de gas —incluidas las transfronterizas— será clave para sostener la oferta del país en los próximos años.
Con información de Reuters
