Recientemente, Shell confirmó que las nuevas licencias generales otorgadas por Estados Unidos permiten avanzar con el Proyecto Dragón, una iniciativa destinada a desarrollar gas natural en aguas venezolanas. La autorización representa un giro relevante dentro del marco regulatorio que ha condicionado la actividad energética en el país durante los últimos años.
Según explicó un portavoz de la compañía, la emisión de estas licencias es una señal favorable para continuar con la planificación técnica y comercial del proyecto. El yacimiento Dragón cuenta con reservas estimadas en 4,5 billones de pies cúbicos de gas natural, lo que lo posiciona como uno de los desarrollos costa afuera más relevantes para la región.
En los últimos años, el Proyecto Dragón enfrentó retrasos debido a los cambios en la política estadounidense hacia Venezuela. Las sanciones y restricciones financieras afectaron la capacidad de ejecución de acuerdos energéticos internacionales y generaron pausas en la toma de decisiones de inversión.
Ahora bien, las licencias generales permiten a empresas del sector energético operar bajo parámetros específicos sin requerir autorizaciones individuales para cada actividad vinculada a exploración y producción. Este marco ofrece mayor previsibilidad para compañías como Shell que buscan desarrollar recursos gasíferos en el Caribe.
En este contexto, la compañía ha señalado que espera iniciar la producción del campo Dragón en un plazo aproximado de tres años. Aunque no se han detallado fechas definitivas de inversión, la declaración pública de su director ejecutivo Wael Sawan refleja una hoja de ruta activa.
Por otra parte, el plan comercial contempla exportar el gas natural desde Venezuela hacia la planta Atlantic LNG en Trinidad y Tobago. Esta instalación es uno de los centros de procesamiento de gas licuado más importantes del Caribe.
Shell posee el 45 % de participación en Atlantic LNG junto con BP que también cuenta con 45 % mientras que la National Gas Company de Trinidad y Tobago mantiene el 10 % restante. La planta tiene capacidad para producir hasta 12 millones de toneladas métricas anuales de gas natural licuado.
Sin embargo, durante 2025 Atlantic LNG exportó alrededor de 9 millones de toneladas métricas debido a limitaciones en el suministro de gas. En consecuencia, el desarrollo del Proyecto Dragón podría contribuir a mejorar la disponibilidad de materia prima y fortalecer el flujo de exportaciones.
Además, la producción de Atlantic LNG representa una porción significativa del portafolio global de gas natural licuado de Shell. Los datos de mercado indican que dicha planta aportó cerca del 10 % de la producción mundial de GNL de la compañía y alrededor del 15 % de las exportaciones de BP durante 2025.
Desde una perspectiva estratégica, el avance del Proyecto Dragón permitiría a Shell reforzar su presencia en el mercado atlántico de gas natural licuado. Al mismo tiempo, el suministro adicional podría aliviar la presión sobre la infraestructura energética de Trinidad y Tobago que ha enfrentado desafíos por declinación de campos maduros.
Asimismo, el proyecto también tiene implicaciones para Venezuela que busca reactivar su industria energética mediante alianzas con empresas internacionales. La participación de actores globales en proyectos costa afuera puede aportar financiamiento tecnología y acceso a mercados de exportación.
Finalmente, el respaldo regulatorio de Estados Unidos redefine el panorama para el desarrollo del gas natural en Venezuela. Aunque el entorno sigue condicionado por factores geopolíticos, el Proyecto Dragón emerge como una de las iniciativas con mayor viabilidad dentro del sector.
En adelante, la evolución del proyecto dependerá de decisiones de inversión definitivas acuerdos operativos y estabilidad normativa. Mientras tanto, Shell mantiene su apuesta por convertir el campo Dragón en una fuente de suministro relevante para el Caribe y el mercado internacional de gas natural licuado.
El aumento de las importaciones de crudo venezolano hacia la costa del Golfo de Estados Unidos está cambiando el equilibrio en el mercado de combustibles pesados. En enero ingresaron 9,2 millones de barriles desde Venezuela frente a 6,4 millones en diciembre, impulsados por la flexibilización de sanciones y por márgenes de refinación sólidos, las refinerías están priorizando estos crudos pesados y ácidos que generan más residuales útiles para sus propias plantas de coquización.
Este mayor procesamiento reduce la necesidad de combustóleo mexicano HSFO como insumo complementario, parte de esos volúmenes que antes iban a refinación ahora se redirigen al mercado de combustibles marinos. En paralelo, los márgenes del diésel en la región se mantienen fuertes, con el crack del ULSD por encima de 32 dólares por barril y precios que no se veían en más de dos meses. El mercado de barcazas de HSFO también mostró movimientos al alza aunque con presión en la actividad física.
Hungría comenzó a liberar 250.000 toneladas de petróleo de sus reservas estratégicas luego de que se detuviera el flujo de crudo ruso por el oleoducto Druzhba desde el 27 de enero. El gobierno otorgó acceso prioritario a la petrolera MOL para asegurar el abastecimiento interno mientras continúan las reparaciones. El ducto, que abastece a Hungría y Eslovaquia, sufrió daños a finales de enero en medio del conflicto entre Rusia y Ucrania.
Ambos países siguen siendo los últimos miembros de la Unión Europea que dependen de este canal para recibir crudo ruso. Budapest y Bratislava acusan a Kiev de retrasar las obras por motivos políticos, mientras que la Comisión Europea mantiene contactos para evaluar plazos y posibles rutas alternativas. Hungría incluso ha planteado revisar los envíos de electricidad y gas hacia Ucrania como parte de una respuesta conjunta con Eslovaquia.
Calibrant Energy firmó un acuerdo para construir y operar un sistema de almacenamiento en baterías de 23 MWh en el centro de datos de Iron Mountain en Nueva Jersey. El proyecto se integrará con la planta solar en azotea de 7,2 MW ya instalada, creando un esquema energético que combina generación y respaldo en el mismo sitio. La meta es fortalecer la continuidad operativa y avanzar hacia un suministro libre de carbono las 24 horas del día.
El sistema usará controles en tiempo real para gestionar la demanda y aportar soporte a la red regional durante picos de consumo. Con esta estructura, el centro de datos podrá optimizar costos eléctricos y reducir la presión sobre la infraestructura externa, la iniciativa también busca evitar inversiones adicionales en generación intensiva en carbono en la zona.
Santos firmó un acuerdo vinculante con el Gobierno de Australia Meridional para suministrar 200 PJ de gas durante diez años a partir de marzo de 2030. El contrato contempla entregas de 20 PJ anuales desde Moomba y coincide con el vencimiento de otro acuerdo relevante de la compañía. El gas respaldará la transformación de la acería Whyalla hacia tecnología de reducción directa que permitirá producir hierro con menores emisiones.
El suministro representa cerca del 30 % de la producción actual de Santos en la Cuenca Cooper y contará con precios indexados bajo una estructura de prepago. Este esquema facilitará inversiones en infraestructura y optimización en el área central de Moomba. El proyecto busca reducir alrededor de 50 % las emisiones frente a los antiguos altos hornos a carbón y sostener empleo en Whyalla y en la región energética del estado.
