El proyecto Shell Loran dio un paso decisivo el 11 de junio de 2026, cuando Venezuela otorgó a Shell una licencia para la primera fase de exploración y explotación del campo offshore de gas Loran, con reservas estimadas de 7 TCF (billones de pies cúbicos) en aguas venezolanas. La firma se realizó en el Palacio de Miraflores con la presencia de la mandataria Delcy Rodríguez y el secretario de Interior de EE.UU. Doug Burgum. Se suscribieron cinco acuerdos Shell Venezuela que incluyen órdenes de servicio para campos onshore en Monagas y medidas para reducir la quema de gas, según Seeking Alpha.
El campo Loran forma parte del sistema transfronterizo Loran-Manatee, con reservas totales estimadas en 10 TCF distribuidas entre Venezuela (7 TCF) y Trinidad y Tobago (2,7 TCF). Integrado con el campo Dragon —4,2 TCF bajo licencia Shell desde 2023—, el potencial combinado asciende a 11,2 TCF. Shell espera iniciar producción en 2027 a través de infraestructura conectada a Trinidad, donde el gas se procesaría en plantas de gas natural licuado (LNG).
Shell Loran y la señal geopolítica del acuerdo
“Estamos dando un paso histórico al firmar esta licencia para la fase uno del plan de desarrollo del campo Loran”, declaró Rodríguez durante la ceremonia transmitida por televisión estatal. La ministra de Hidrocarburos Paula Henao precisó que las primeras órdenes de servicio se materializarán “en el corto plazo”. El avance opera bajo licencias OFAC del Tesoro de EE.UU., que autorizó a Shell en campos venezolanos cercanos a la frontera marítima con Trinidad, según MercoPress.
La firma fue posible tras la reforma a la Ley de Hidrocarburos aprobada en enero de 2026, que facilita la inversión privada extranjera. Shell había cerrado oficinas en Venezuela años atrás; hoy encabeza el portafolio de socios estratégicos de PDVSA para gas offshore. BP firmó acuerdos separados en abril para participar en Loran y en el campo Cocuina-Manakin. La seguridad energética de Trinidad y Tobago —que necesita gas para sus plantas LNG y petroquímicas— es el motor inmediato del proyecto.
EPC, integridad offshore y decisión final de inversión
Loran requiere el tendido de tuberías subsea desde pozos venezolanos hasta la plataforma Hibiscus de Shell en Trinidad, con capacidad de 1.000 millones de pies cúbicos diarios. Los contratos EPC de subsea, las campañas de inspección de fondo marino y los programas de integridad mecánica offshore serán los componentes de mayor demanda. La decisión final de inversión (FID) podría anunciarse antes de finales de 2026 si los marcos fiscales se consolidan.
Antes del acuerdo de junio, Shell y Chevron ejecutaron un intercambio de activos: Chevron cedió su posición en Loran y fortaleció su presencia en el Cinturón del Orinoco. Ese movimiento dejó a Shell con control operativo de toda la cadena Loran-Manatee. La EIA clasifica a Venezuela como productor con potencial de gas offshore subutilizado; el avance de Shell Loran, si alcanza FID, sería la mayor entrada de capital privado en el upstream venezolano en más de una década.
El sector de inspección y mantenimiento offshore venezolano, que ha operado con capacidad reducida durante la última década, se verá directamente impactado por la reactivación de infraestructura submarina. La certificación técnica, las inspecciones de integridad estructural y los programas de mantenimiento preventivo alineados con estándares internacionales serán requeridos en todas las fases del proyecto Shell Loran.
Fuentes: Reuters / Merco Press
