O potencial de gás da Venezuela é uma realidade geológica comprovada
A Venezuela possui uma das maiores reservas de gás natural da América Latina. Com cerca de 200 biliões de pés cúbicos em reservas, distribuídas em grande parte por jazidas não associadas na região oriental do país e em extensas áreas offshore.
Os complexos de Patao, Mejillones, Río Caribe e Dragón, juntamente com a Plataforma Deltana, situada em frente à costa sudeste, formam uma faixa energética cuja proximidade às instalações de processamento de Trinidad e Tobago introduz uma lógica de complementaridade.
Em 2024, foram iniciadas as certificações de mais de 50 blocos na zona costeira norte que consolidam os novos registos, e assim a Venezuela poderá subir para o quarto lugar mundial em reservas de gás, com uma projecção temporal que, em termos conservadores, aponta para até 200 anos de disponibilidade do recurso.
De facto, no recente relatório do Serviço de Investigação do Congresso dos Estados Unidos, é referido que:
“A Venezuela dispõe de gás natural suficiente, ao ritmo actual de produção, para mais de 200 anos. Se a Venezuela produzisse, proporcionalmente, ao mesmo ritmo que os Estados Unidos, a sua produção anual seria de aproximadamente 367 mil milhões de metros cúbicos (BCM), em comparação com os cerca de 24 BCM actuais. Com este ritmo mais elevado, disporia de uma grande quantidade de gás natural para exportação, caso o consumo interno não atingisse o mesmo nível da produção. Além disso, poderia representar uma nova fonte de receitas para a Venezuela».
Nesse mapa energético destacam-se dois pólos estratégicos:
- Cardón IV, no Golfo da Venezuela
- Os campos do projecto Mariscal Sucre, a poucos quilómetros da península de Paria.
É aí que se encontram descobertas de enorme importância, como o campo Perla, em Paraguaná, considerado na altura a maior descoberta de gás da América Latina, com testes que atingiram 150 milhões de pés cúbicos por dia e reservas estimadas em 17 tcf.
Também o campo Dragón, perfurado em 2008 ao largo da costa do estado de Sucre, com reservas estimadas em cerca de 2,4 biliões de pés cúbicos e uma projeção inicial de produção de 150 milhões de pés cúbicos por dia, com capacidade para atingir os 300 milhões.
Estes números refletem uma capacidade de alavancagem económica que pode tornar-se uma nova fonte de receitas para o país.
Desta forma, o ressurgimento do gás venezuelano constitui um elemento articulador de novas dinâmicas energéticas regionais, onde convergem decisões políticas, flexibilizações regulatórias e necessidades estruturais de abastecimento.
Trinidad e Tobago, mas também a Colômbia
As licenças recentemente emitidas pelo Gabinete de Controlo de Activos Estrangeiros (OFAC, na sigla em inglês), as declarações das autoridades em Bogotá e Port-of-Spain e o renovado interesse empresarial em projetos de gás venezuelanos indicam que as Caraíbas e o norte da América do Sul começam a reorganizar-se em torno de uma variável na equação energética comum: a Venezuela como reserva estratégica de hidrocarbonetos.
A recente publicação das licenças gerais emitidas pelo Gabinete de Controlo de Ativos Estrangeiros (OFAC) abriu um quadro regulamentar que, sem desmantelar o regime sancionatório, permite condições operacionais mais amplas para a cooperação no setor do gás entre a Venezuela e os seus vizinhos mais próximos.
As licenças 48, 49 e 50, publicadas entre 10 e 13 de fevereiro de 2026, autorizam, respectivamente, o fornecimento de bens, tecnologia e serviços necessários para operações petrolíferas e de gás; a negociação e assinatura de contratos contingentes relacionados com novos investimentos e a expansão de projectos energéticos; e a execução de transações operacionais para empresas específicas, como a BP, a Chevron, a Eni, a Repsol e a Shell.
Em conjunto, estas medidas criam um quadro jurídico que facilita a retoma de projectos transfronteiriços, no domínio do gás, há muito adiados, e reintroduzem a Venezuela como um elemento funcional no equilíbrio energético do continente.
Em Trinidad e Tobago, a reacção oficial foi imediata. A primeira-ministra Kamla Persad-Bissessar qualificou as licenças 49 e 50 como um quadro «claro» e «estruturado» para o desenvolvimento de actividades energéticas na fronteira marítima partilhada com a Venezuela, sublinhando que o país caribenho vê nesta abertura uma oportunidade para reforçar a cooperação energética:
«Enquanto parceiro próximo e de longa data dos Estados Unidos, Trinidad e Tobago encara este desenvolvimento como uma oportunidade importante para aprofundar a cooperação energética no hemisfério, reforçar a estabilidade regional e consolidar laços comerciais de confiança.»
Neste ponto, é importante referir que sempre foi a linha defendida pelo governo venezuelano tornar o gás natural no eixo da cooperação regional, pois, em 2023, quando o Ministério do Poder Popular do Petróleo concedeu a licença de exploração e produção do campo Dragón à National Gas Company (NGC) de Trinidad e Tobago e à Shell, a presidente interina (na altura vice-presidente executiva) Delcy Rodríguez deixou claramente estabelecida essa visão ao afirmar que «este grande projeto marca um momento histórico para a Venezuela, uma vez que, pela primeira vez, se vai produzir e exportar gás; e também significa um exemplo do que devem ser as relações de cooperação e amizade entre os nossos países».
A declaração descrevia o gás venezuelano como um instrumento de integração económica, estabilidade regional e parceria pragmática entre vizinhos.
Por outro lado, outra declaração que se alinhou com a da primeira-ministra de Trinidad e Tobago foi a de Mala Baliraj, presidente da Câmara de Energia de Trinidad e Tobago, que destacou que projetos estratégicos como o campo Dragão e o desenvolvimento transfronteiriço Manakin-Cocuina poderiam finalmente avançar graças às recentes alterações regulamentares.
Representantes do mundo empresarial, como David Campbell, presidente da bp Trinidad e Tobago, concordaram que a lógica industrial favorece a exploração dos recursos venezuelanos ainda não desenvolvidos, juntamente com a infraestrutura subutilizada do país insular, enquanto atores independentes como Paul Baay, da Touchstone Exploration, salientaram que o momento abre oportunidades até mesmo para produtores de menor escala.
O interesse de Trinidad e Tobago decorre de uma realidade estrutural, uma vez que a sua indústria de gás natural liquefeito enfrenta uma queda constante na oferta interna, apesar de dispor de uma capacidade de liquefação de cerca de 16 mil milhões de metros cúbicos por ano, sendo que uma das suas linhas de produção permanece inactiva por falta de gás.
Neste contexto, os campos venezuelanos, , especialmente Dragón, com reservas estimadas em 4 tcf, e os complexos offshore da costa leste da Venezuela,, surgem como a fonte mais lógica e próxima para garantir a viabilidade da Atlantic LNG e revitalizar as exportações, que poderiam aumentar até 6 bcm por ano se os projectos avançarem.
No entanto, para que esta cooperação alcance estabilidade política e operacional, será necessário que as águas diplomáticas se acalmem, tendo em conta que o governo de Trinidad e Tobago assumiu, há alguns meses, posições e tomou medidas de intromissão, o que os obriga agora a uma fase de reconciliação baseada em interesses energéticos comuns.
Paralelamente, a Colômbia segue por um caminho distinto, mas convergente, uma vez que, na véspera do encontro entre a presidente Delcy Rodríguez e o presidente Gustavo Petro, o mandatário colombiano confirmou, em 11 de fevereiro de 2026, durante um evento em Chaparral (Tolima), que o seu governo importará gás venezuelano para reduzir os custos energéticos internos, indicando explicitamente que, «com licença da OFAC», serão iniciados diálogos para trazer gás «barato e rápido» para o país, sem descartar uma futura cooperação em petróleo, energias limpas e transmissão eléctrica.
A este anúncio juntou-se a visita do ministro das Minas e Energia da Colômbia, Edwin Palma, que se reuniu com a presidente Rodríguez, onde acordaram avançar num processo de integração energética binacional orientado para a importação de gás venezuelano, a adaptação de infraestruturas partilhadas e o reforço das interligações elétricas entre ambos os países.
O próprio Palma salientou que estes fóruns permitem desenvolver «soluções técnicas, sustentáveis e com uma visão de longo prazo para garantir um abastecimento fiável e um maior desenvolvimento productivo entre os povos irmãos», enquanto as equipas técnicas consideraram o encontro um passo decisivo no sentido de uma agenda energética conjunta baseada na segurança energética regional e na cooperação estrutural.
A Colômbia enfrenta uma diminuição progressiva da sua produção interna e depende cada vez mais do GNL importado, enquanto o gasoduto binacional, inativo desde 2015, mas tecnicamente operacional, possui uma capacidade nominal de 5 mil milhões de metros cúbicos por ano, suficiente para cobrir grande parte da procura adicional prevista no país.
O contexto estrutural explica a convergência de ambos os vizinhos para Caracas. Embora a América Latina e as Caraíbas concentrem pouco mais de 4% das reservas mundiais de gás, cerca de 70% desse total regional encontram-se na Venezuela, que, além disso, possui a sétima maior reserva mundial, estimada em 6300 bcm.
Actualmente, a produção venezuelana ronda os 30 mil milhões de metros cúbicos por ano e é consumida quase na totalidade no mercado interno, o que revela um enorme potencial de exportação ainda por explorar.
As projecções do JP Morgan Global Research indicam que, sob condições regulatórias e investimentos adequados, o gás venezuelano poderia reduzir a dependência regional do GNL importado, reequilibrar os mercados energéticos vizinhos e até mesmo influenciar o comércio global de gás liquefeito.
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