Dragón y Loran: el gas de Shell y el cuello de botella real
Dragón suma 4,2 Tcf y Loran unos 7 Tcf, pero Atlantic LNG exportó cerca de 9 MT frente a 12 MTPA. El cuello de botella no está en el subsuelo.
· 12 min de lectura
Venezuela tiene reservas de gas costa afuera sin explotar. Trinidad y Tobago tiene trenes de licuefacción operando por debajo de su capacidad. Entre ambas realidades hay una frontera marítima, un tendido submarino que todavía no existe y una secuencia de permisos que no depende de ninguna de las dos partes. Ese es, en términos operativos, el proyecto de gas que Shell empuja hacia el occidente del Atlántico.
La pieza anterior de esta serie miraba un activo de crudo donde el campo y el operador cabían dentro de una misma licencia. Aquí el problema cambia de naturaleza: la molécula cruza una frontera antes de convertirse en ingreso, y eso obliga a mirar el proyecto como una cadena, no como un yacimiento.
Dos yacimientos, dos escalas distintas
Dragón es el activo más citado y el más acotado. Se ubica en aguas venezolanas, cerca del límite marítimo con Trinidad, y sus reservas probadas se estiman en 4,2 billones de pies cúbicos —4,2 Tcf—, lo que lo convierte en uno de los mayores depósitos de gas natural del país (Reuters vía EnergyNow, 2025). Su tamaño no es lo que lo hace estratégico: lo es su cercanía a infraestructura de procesamiento que ya está construida del otro lado de la frontera.
Loran juega en otra escala. El campo se estima en unos 7 Tcf —alrededor de 198 mil millones de metros cúbicos— y la Fase I de su desarrollo se formalizó con Shell en junio de 2026 (Enerdata, 2026). Loran no es un yacimiento aislado: forma parte del reservorio transfronterizo Loran-Manatee compartido con Trinidad, cuyo lado trinitario Shell ya viene desarrollando bajo el nombre de Manatee (Enerdata, 2026). La Fase II del mismo campo se licenció después a un consorcio encabezado por bp, con derecho a producir hasta 4 Tcf sobre unas reservas totales estimadas en 7,3 Tcf (Enerdata, 2026).
La diferencia importa. Dragón es un desarrollo nuevo que necesita pozos y tubería. Loran es la mitad venezolana de un reservorio que ya tiene un proyecto en marcha del otro lado. Son dos rutas distintas hacia la misma planta.
Del reservorio al buque: la cadena completa
Ninguna reserva se exporta sola. Entre el subsuelo y el buque metanero hay una secuencia física, y cada eslabón tiene su propio calendario, su propio costo y su propio riesgo de decisión.
El eslabón del tendido está documentado con precisión inusual: los estudios geofísicos y geotécnicos ejecutados entre el campo Dragón y la plataforma Hibiscus se hicieron expresamente para soportar el diseño y la ruta de una tubería de 22 kilómetros, pendiente de decisión final de inversión (Ministerio de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago, 2024). En el extremo aguas arriba, el proceso de contratación de servicios de perforación contempla cuatro pozos a partir del segundo trimestre de 2027, también condicionados a la aprobación final de inversión (Reuters, 2026).
La capa que envuelve toda la cadena no es técnica. La autorización emitida por el Tesoro de Estados Unidos en octubre de 2025 está estructurada en tres etapas, y la primera habilitaba a Trinidad y a Shell a negociar el proyecto con Venezuela y PDVSA hasta abril de 2026, con la inclusión obligatoria de empresas estadounidenses en la fase de desarrollo (Enerdata, 2025). Es una cadena física gobernada por un calendario administrativo externo.
El cuello de botella real: la planta que espera
Aquí está el dato que reordena todo el análisis. Atlantic LNG exportó alrededor de 9 millones de toneladas de GNL en 2025, por debajo de su capacidad plena de 12 millones de toneladas anuales, por restricciones de suministro de gas (Reuters vía Energy Chamber of Trinidad and Tobago, 2026). La brecha no es de demanda ni de mercado: es de molécula disponible. La producción nacional de gas se ha mantenido muy por debajo de lo que la capacidad instalada podría procesar, y esa brecha es la que deja trenes operando bajo diseño.
Dicho de otro modo: el activo escaso en esta ecuación no es la planta. Es el caudal que la alimenta. Un tren de licuefacción parado por falta de gas es capital inmovilizado que sigue depreciándose, sigue exigiendo mantenimiento y sigue consumiendo organización. Por eso Dragón y Loran se leen mejor como proyectos de llenado de capacidad que como proyectos de exploración.
Lo que esta lectura deja para las utilities de la región
El patrón que aparece en el Caribe se repite, con otra ropa, en buena parte de América Latina: infraestructura instalada que opera por debajo de su diseño porque el insumo —gas, agua, energía, o el dato que los mide— no llega con el caudal, la calidad o la trazabilidad necesarios.
Tres lecturas prácticas para un operador regional:
- La capacidad ociosa es un problema de cadena, no de planta. Antes de invertir en ampliar, conviene auditar dónde se pierde caudal aguas arriba. Los diagnósticos que empiezan por el activo más visible suelen terminar ampliando lo que ya sobra.
- Cada frontera contractual exige una frontera de medición. Un reservorio transfronterizo obliga a acordar cómo se cuenta lo que cruza. En una utility, cada frontera comercial —entre operadores, entre concesiones, entre sistemas— necesita el mismo rigor: un punto de medición con reglas explícitas de asignación.
- El evento importa tanto como el volumen. Cuando el volumen cruza sistemas, lo que viaja ya no es gas: son eventos con estampa de tiempo, secuencia y origen. Desacoplar esos eventos del núcleo transaccional es una decisión de arquitectura, y existen capacidades documentadas para hacerlo —por ejemplo, mallas de eventos que permiten comunicación asíncrona en tiempo real a escala y entre regiones geográficas (SAP, 2026).
En AGT acompañamos a operadores de utilities y de oil & gas de la región justamente en ese punto: donde la infraestructura física ya existe y lo que falta es el modelo de datos que permita medir, asignar y facturar lo que circula por ella. Nuestro equipo trabaja ese cruce entre operación y sistema con una premisa simple: lo que no se mide con reglas acordadas termina discutiéndose en una mesa de negociación.
Qué observar en los próximos 24 meses
Tres señales concretas ordenan el seguimiento: la decisión final de inversión que habilite la perforación y el tendido; el primer gas en el lado trinitario del reservorio Loran-Manatee, previsto para 2027 antes de avanzar hacia la Fase I de Loran (Enerdata, 2026); y la continuidad de las autorizaciones que sostienen todo el esquema. Las tres pueden moverse en direcciones distintas, y solo la primera depende realmente de ingeniería.
La cuarta pieza de esta serie tomará el hilo que queda abierto: adónde va el dinero de estos acuerdos y qué es exactamente lo que la licencia estadounidense permite medir.
Fuentes
- Reuters vía EnergyNow (2025). US Grants License to Shell, Trinidad to Develop Venezuelan Gas Field, Official Says. https://energynow.com/2025/10/us-grants-license-to-shell-trinidad-to-develop-venezuelan-gas-field-official-says/
- Enerdata (2026). Venezuela launches phase I of the Loran Gas Project (198 bcm) with Shell. https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/venezuela-launches-phase-i-loran-gas-project-198-bcm-shell.html
- Enerdata (2026). Venezuela grants BP-led consortium rights to develop 113 bcm Loran gas field. https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/venezuela-grants-bp-led-consortium-rights-develop-113-bcm-loran-gas-field.html
- Enerdata (2025). Shell gets US green light to resume Trinidad-Venezuela gas deal. https://www.enerdata.net/publications/daily-energy-news/shell-gets-us-green-light-resume-trinidad-venezuela-gas-deal.html
- Ministerio de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago (2024). Preliminary Work On Dragon Gas Project Has Begun. https://www.energy.gov.tt/preliminary-work-on-dragon-gas-project-has-begun/
- Energy Chamber of Trinidad and Tobago (2026). Trinidad and Tobago LNG production rises in 2025. https://energynow.tt/blog/trinidad-and-tobago-lng-production-rises-in-2025
- Reuters (vía TradingView) (2026). Shell targets 2027 drilling at Venezuela’s key offshore gas field, sources say. https://www.tradingview.com/news/reuters.com,2026:newsml_L1N43G16B:0-shell-targets-2027-drilling-at-venezuela-s-key-offshore-gas-field-sources-say/
- SAP (2026). Advanced Event Mesh | SAP Integration Suite. https://www.sap.com/products/technology-platform/integration-suite/advanced-event-mesh.html
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