O novo plano de acção para o desenvolvimento do gás venezuelano
Diversificação do mix energético nacional
A indústria do gás venezuelana atravessa uma fase de reactividade marcada por novos acordos com empresas internacionais e por projetos destinados a recuperar infraestruturas, aumentar a produção e abrir novas vias para a comercialização do gás. A mais recente iniciativa ocorreu a 5 de outubro, quando a Baker Hughes assinou uma aliança estratégica com a PDVSA, a Lindsayca e a Fulcrum LNG para identificar e desenvolver projectos ao longo da cadeia do gás offshore, desde a produção e o processamento até ao transporte, à comercialização e a uma eventual exportação de gás natural liquefeito (GNL). O acordo prevê também atender, a curto prazo, às necessidades do mercado interno, nomeadamente o abastecimento destinado à produção de electricidade.
O debate sobre o gás venezuelano começa a deslocar-se do potencial das suas reservas para as condições necessárias para transformar esse recurso em produção efectiva, abastecimento interno e, eventualmente, mas sobretudo, exportações. A Baker Hughes salienta que a aliança funcionará inicialmente como um quadro de cooperação e que cada projecto deverá ser concretizado através de acordos definitivos, aprovações internas e das autorizações correspondentes em matéria de sanções e controlos de exportação dos Estados Unidos.
De acordo com a Agência de Informação Energética dos Estados Unidos (EIA), a Venezuela dispunha, em 2023, de aproximadamente 195 biliões de pés cúbicos de reservas comprovadas de gás natural, o que equivale a 73% das reservas de gás da América do Sul. No entanto, a mesma entidade salienta que cerca de 80% do gás produzido no país está associado à extração de petróleo e que uma parte significativa da produção é utilizada para sustentar as operações petrolíferas, enquanto cerca de 30% do gás produzido é reinjectado nos jazigos para aumentar a produção de crude.
Esta característica tem condicionado, ao longo da história, o desenvolvimento da indústria do gás venezuelana. O país dispõe de uma base de recursos considerável, mas grande parte dela permanece subutilizada devido à necessidade de ampliar as infraestruturas de processamento, transporte, armazenamento e distribuição, além de desenvolver projetos especificamente orientados para a produção de gás não associado.
Os novos acordos visam precisamente colmatar essa lacuna.
Cardón IV: aumentar a produção e consolidar o abastecimento interno
Um dos principais activos para a expansão da produção de gás na Venezuela é o campo Perla, localizado no bloco Cardón IV, em águas pouco profundas do Golfo da Venezuela. O projecto, operado pela empresa Cardón IV, é detido em partes iguais pela italiana Eni e pela espanhola Repsol, e constitui actualmente uma das principais fontes de gás natural do país. A Eni identifica-o como o maior campo de gás offshore descoberto na América Latina.
Perla iniciou a sua produção em 2015 e, atualmente, fornece cerca de 580 milhões de pés cúbicos diários de gás natural ao mercado venezuelano. O porta-voz do próprio Cardón IV indica que esse volume se destina ao abastecimento nacional, enquanto a Repsol confirma que a produção actual do campo se situa nesse nível.
A importância de Perla no sistema energético venezuelano também pode ser avaliada pela sua participação na procura nacional. Segundo a Eni, a produção do campo representa aproximadamente 35% do consumo total de gás da Venezuela, uma proporção que torna Cardón IV um activo estratégico para o abastecimento energético do país. O gás aí produzido abastece principalmente o mercado interno, incluindo a produção de electricidade e as actividades industriais.
O próximo passo é aumentar essa produção. Em abril, o director-geral de Cardón IV, Gonzalo Antonio Carrillo, informou que a Eni e a Repsol pretendem aumentar progressivamente a produção dos actuais 580 milhões para 645 milhões de pés cúbicos por dia. Para atingir esse objectivo, as empresas prevêem avançar com novas perfurações e melhorias na infraestrutura do campo.
O aumento previsto não se limita, portanto, à extração de mais gás de um jazigo existente. Está associado à recuperação e à ampliação da infraestrutura necessária para o processar e transportá-lo. A vice-ministra venezuelana do Gás, Cindy Rondón, salientou durante a conferência «Venezuela Energética» que o país precisa de acelerar a recuperação da sua infraestrutura de gás e otimizar a gestão do gás associado, precisamente um dos estrangulamentos que condicionam o aproveitamento do recurso.
O desenvolvimento do Cardón IV também adquiriu uma dimensão comercial adicional ao longo de 2026. Em março, a Venezuela, a Eni e a Repsol chegaram a um acordo destinado a garantir a sustentabilidade da produção de gás do projeto e a estabelecer mecanismos para a sua continuidade. A Repsol informou posteriormente que o acordo prevê mecanismos de pagamento através de carregamentos de petróleo venezuelano e que a empresa recebeu, em maio, o primeiro desses carregamentos como pagamento pelo gás produzido em Cardón IV.
Lorán e o offshore: alargar a fronteira do gás
A outra grande frente de expansão situa-se na Plataforma Deltana, onde a Venezuela começou a desbloquear o desenvolvimento do campo de Lorán, um dos seus principais activos de gás não associado em alto mar. Em junho de 2026, foi concedida à Shell a licença para a Fase I do projecto. De acordo com o Ministério do Poder Popular para as Relações Externas, o campo conta com sete jazidas, seis das quais transfronteiriças com Trinidad e Tobago. O acordo prevê o desenvolvimento do gás para abastecer tanto o mercado interno como futuras oportunidades de exportação.
Dois meses depois, a Venezuela concedeu os direitos para a Fase II de Lorán a uma aliança composta pela BP Exploration, pela UCC Oil and Gas Holding e pela XRG, braço de investimento internacional da empresa energética dos Emirados Árabes Unidos. A BP assumirá a operação técnica e as empresas terão participações iguais. Segundo o Ministério dos Hidrocarbonetos, esta fase permitirá prever o desenvolvimento de até 4 biliões de pés cúbicos de gás não associado, com tecnologia para operações em águas profundas e possibilidades de rentabilização nos mercados internacionais.
A dimensão do activo explica em parte o interesse internacional. A Shell descreveu o gás como uma das áreas em que vê maior potencial na Venezuela, enquanto a sua participação em Lorán faz parte dos novos projetos que a empresa está a avaliar no país. O CEO da Shell, Wael Sawan, salientou em outubro que a empresa vê uma vantagem competitiva particularmente forte no gás venezuelano em comparação com projectos de petróleo pesado.
O desenvolvimento offshore, no entanto, depende de mais do que apenas a existência de reservas. Para que um jazigo se transforme em moléculas disponíveis para o mercado, são necessários sistemas de processamento, transporte, compressão e comercialização. É aqui que surge um dos anúncios mais recentes: o acordo assinado a 5 de outubro entre a Baker Hughes, a PDVSA, a Lindsayca e a Fulcrum LNG para impulsionar as infraestruturas ao longo da cadeia do gás.
O acordo prevê, numa primeira fase, trabalhar na recuperação e ampliação das infraestruturas necessárias para satisfazer as necessidades internas de gás e melhorar o abastecimento destinado à produção de electricidade. Numa segunda fase, prevê-se avaliar as infraestruturas de transporte e processamento de acesso aberto, bem como soluções de gás natural liquefeito (GNL) que permitam rentabilizar a produção tanto para o mercado nacional como para a exportação.
Perspectivas: do potencial de gás a uma indústria em funcionamento
A indústria do gás venezuelana entra numa fase em que o principal desafio será transformar recursos e acordos em produção efectiva. Cardón IV já fornece cerca de 580 milhões de pés cúbicos por dia ao mercado interno e tem como objetivo aumentar esse volume para 645 milhões, enquanto Lorán integra novos projectos offshore com a participação de grandes empresas internacionais. A Fase II de Lorán, por si só, prevê o desenvolvimento de até 4 biliões de pés cúbicos de gás não associado.
O segundo desafio reside nas infraestruturas. O acordo anunciado pela Baker Hughes, pela PDVSA, pela Lindsayca e pela Fulcrum LNG visa precisamente esse ponto: recuperar e ampliar as instalações de produção, processamento e transporte, com uma orientação inicial para o mercado interno e a produção de eletricidade e, posteriormente, para a exportação e o GNL. O acordo funciona ainda como um quadro de referência para projectos específicos, pelo que o seu impacto dependerá da concretização dessas iniciativas em contratos e obras concretas.
A perspectiva de exportação também começa a fazer parte do planeamento dos novos projetos. A Eni já prevê um projecto de exportação de GNL associado a Perla e a Venezuela apresentou Lorán como um activo com capacidade para se integrar nos mercados internacionais. Isto abre uma possibilidade de rentabilização adicional para o gás venezuelano, mas exige que se resolvam primeiro as questões relacionadas com a produção, o processamento, o transporte, o financiamento e mecanismos comerciais estáveis.
Nesse sentido, a próxima etapa da indústria do gás venezuelana será avaliada menos pela dimensão das suas reservas do que pela sua capacidade de as colocar em circulação. Se os novos contratos conseguirem aumentar a produção dos campos existentes, desenvolver os projectos offshore e recuperar as infraestruturas que ligam o gás ao mercado, a Venezuela estará em condições de transformar um recurso historicamente subutilizado numa fonte mais importante de energia interna e, progressivamente, de receitas de exportação.
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