La petrolera británica liderará junto a socios de Emiratos Árabes Unidos y Qatar el desarrollo de la segunda fase del campo offshore Loran

Uno de los acontecimientos más importantes para la industria energética venezolana en 2026 ocurrió el 13 de agosto, cuando BP obtuvo, junto con sus socios internacionales, una licencia para explorar y desarrollar la segunda fase del gigantesco campo de gas Loran, ubicado costa afuera de Venezuela.

La operación supone mucho más que la llegada de una gran petrolera internacional. Representa una apuesta por transformar las enormes reservas de gas venezolanas en producción comercial y coloca nuevamente al país en el radar de algunos de los mayores inversionistas energéticos internacionales.

BP desarrollará el proyecto junto con XRG, compañía internacional de inversiones energéticas perteneciente a ADNOC de Emiratos Árabes Unidos, y UCC Holding, de Qatar. BP ejercerá como operador y los tres participantes tendrán intereses de trabajo iguales en esta segunda fase.

Un gigante de gas bajo el Caribe

El principal atractivo es la dimensión de Loran.

El campo contiene aproximadamente 7,3 billones de pies cúbicos (TCF) de gas, mientras que la licencia correspondiente a la segunda fase proporciona acceso a hasta 4 TCF.

Se trata, por tanto, de un recurso suficientemente grande como para convertirse en una pieza relevante de la estrategia venezolana para desarrollar su industria de gas natural.

Además, Loran no es un campo convencional localizado exclusivamente dentro de una estructura aislada.

El activo está vinculado geológicamente con Manatee, localizado en aguas de Trinidad y Tobago. Considerados conjuntamente, Loran y Manatee contienen alrededor de 10 TCF de gas recuperable.

Esta característica proporciona al proyecto una dimensión regional.

BP no estará sola: Shell desarrolla la primera fase

Otro elemento que aumenta la importancia del proyecto es la participación de Shell.

Antes del acuerdo anunciado con BP, Venezuela había otorgado en junio a Shell la licencia para desarrollar la primera fase de Loran. El Gobierno venezolano señaló entonces que el campo está compuesto por siete yacimientos de gas natural no asociado, seis de ellos transfronterizos con Trinidad y Tobago.

La segunda fase encabezada por BP está planteada para desarrollarse paralelamente a la primera fase de Shell.

Esto significa que dos de las mayores compañías energéticas europeas están tomando posiciones sobre diferentes partes de un mismo gran recurso gasífero.

Para Venezuela, representa una señal importante: el desarrollo de Loran comienza a pasar de años de potencial sobre el papel hacia acuerdos concretos con operadores internacionales.

¿Por qué Trinidad y Tobago es tan importante?

La ubicación de Loran puede convertirse en una de sus principales ventajas comerciales.

Trinidad y Tobago cuenta desde hace años con una industria gasífera desarrollada y dispone de infraestructura para procesar y exportar gas natural licuado (GNL).

Esto abre una posibilidad estratégica: desarrollar recursos venezolanos y aprovechar la infraestructura existente en el Caribe para llevar ese gas hacia mercados internacionales.

El vínculo entre ambos países ya se observa en otros proyectos.

BP también avanza en el desarrollo de Cocuina-Manakin, otro campo de gas que atraviesa la frontera marítima entre Venezuela y Trinidad y Tobago. En abril de 2026, BP y Venezuela formalizaron mediante un memorando de entendimiento el desarrollo de este activo y la exploración de oportunidades en Loran.

Cocuina-Manakin contiene alrededor de 1 TCF de gas, y el proyecto avanza hacia una posible decisión final de inversión.

Se está configurando así algo potencialmente mucho más grande que un proyecto individual: un corredor gasífero entre Venezuela y Trinidad y Tobago.

El gas puede convertirse en el segundo gran motor energético venezolano

Venezuela es mundialmente conocida por sus gigantescas reservas petroleras, especialmente por los crudos pesados y extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Pero el avance de Loran evidencia que el país también posee una oportunidad considerable en gas natural.

Esto podría modificar progresivamente el perfil energético venezolano.

En lugar de depender casi exclusivamente de la recuperación de la industria petrolera, Venezuela podría desarrollar simultáneamente dos grandes frentes:

petróleo en tierra y gas natural offshore.

La diversificación resulta estratégica porque el gas puede atender diferentes mercados.

Puede utilizarse para generación eléctrica, industria, petroquímica y consumo doméstico, pero también convertirse en un producto de exportación si existe acceso a instalaciones de GNL.

Capital de Reino Unido, Emiratos Árabes Unidos y Qatar

La composición del consorcio también merece atención.

BP aporta experiencia internacional en grandes proyectos de gas y operaciones offshore.

XRG representa la expansión internacional del capital energético de Emiratos Árabes Unidos.

UCC incorpora capital vinculado a Qatar, uno de los grandes protagonistas mundiales de la industria del gas.

La entrada conjunta de estos actores demuestra que Venezuela comienza a atraer interés más allá de sus socios petroleros tradicionales.

No estamos hablando únicamente de compañías occidentales.

El nuevo mapa de inversión energética venezolano empieza a incorporar simultáneamente capital europeo y de Medio Oriente.

Una oportunidad para servicios petroleros e ingeniería

Un desarrollo offshore de esta escala requiere mucho más que perforar pozos.

Si Loran avanza hacia su desarrollo comercial, será necesaria una extensa cadena de infraestructura y servicios especializados:

• ingeniería offshore;

• perforación y completación de pozos;

• plataformas y sistemas submarinos;

• tuberías submarinas;

• compresión de gas;

• tratamiento y procesamiento;

• instrumentación y automatización;

• inspección e integridad;

• mantenimiento;

• logística marítima;

• seguridad de procesos;

• servicios ambientales.

Por eso, el impacto potencial del proyecto no debe medirse únicamente por el volumen de gas disponible.

También puede representar nuevas oportunidades para contratistas, proveedores, profesionales y compañías de servicios vinculadas a Oil & Gas.

BP amplía su apuesta venezolana

Loran tampoco parece ser un movimiento aislado.

El mismo 13 de agosto se informó que BP y Venezuela firmaron un nuevo memorando de entendimiento para evaluar oportunidades de exploración en Carúpano Este, dentro del área marítima Mariscal Sucre.

La compañía ya había informado en sus resultados del segundo trimestre de 2026 que continuaba avanzando en Cocuina-Manakin y que había firmado en abril un memorando con Venezuela para estudiar oportunidades conjuntas en Loran y otras áreas de exploración.

Por tanto, la estrategia parece abarcar varios activos offshore.

Eso aumenta la relevancia del regreso de BP: no se trata simplemente de participar en un campo, sino de comenzar a construir nuevamente una posición dentro del mapa gasífero venezolano.

Del acuerdo a la producción: el gran desafío

Sin embargo, existe una diferencia fundamental entre obtener una licencia y producir gas.

Loran todavía deberá atravesar diferentes etapas de desarrollo antes de convertirse en una fuente significativa de producción.

Será necesario realizar estudios técnicos, ingeniería, planificación de pozos, infraestructura submarina, acuerdos comerciales y eventualmente decisiones finales de inversión.

También será necesario determinar cómo se transportará y comercializará el gas.

Por eso, aunque el anuncio del 13 de agosto representa un avance significativo, todavía no significa que los 4 TCF correspondientes a la segunda fase estén disponibles inmediatamente para el mercado.

La verdadera prueba llegará cuando los acuerdos se transformen en capital ejecutado, infraestructura construida y producción efectiva.

Venezuela comienza a mirar hacia el mar

Durante décadas, la imagen energética de Venezuela estuvo asociada principalmente con campos petroleros terrestres, grandes refinerías y la Faja del Orinoco.

Loran muestra una dirección diferente.

Parte del futuro energético venezolano podría encontrarse costa afuera, particularmente en las enormes acumulaciones de gas del Caribe y la Plataforma Deltana.

El regreso de BP, la participación de Shell y la entrada de capital procedente de Emiratos Árabes Unidos y Qatar convierten a esta región en uno de los puntos que habrá que observar con mayor atención durante los próximos años.

Conclusión: Loran puede cambiar el mapa gasífero venezolano

La licencia anunciada el 13 de agosto de 2026 constituye uno de los movimientos energéticos más importantes registrados este año en Venezuela.

BP, XRG y UCC tendrán acceso a hasta 4 TCF de gas correspondientes a la segunda fase de Loran, dentro de un campo estimado en aproximadamente 7,3 TCF. Shell, mientras tanto, desarrolla la primera fase.

Pero la verdadera importancia del proyecto va más allá de esas cifras.

Loran puede convertirse en una pieza de integración energética entre Venezuela y Trinidad y Tobago, impulsar el desarrollo del gas offshore venezolano y abrir oportunidades para exportaciones hacia mercados internacionales.

Después de años en los que Venezuela fue observada principalmente por sus enormes reservas de petróleo, el mensaje que deja este proyecto es diferente:

el próximo gran capítulo de la industria energética venezolana también podría escribirse en gas natural.