Eni y Repsol reabren la opción exportadora del gas venezolano
La posibilidad de que Venezuela vuelva a colocarse en el mapa exportador de gas natural ha recuperado tracción en las últimas semanas, a partir de nuevos acuerdos entre el gobierno venezolano, Eni y Repsol en torno al bloque Cardón IV, donde se ubica el megacampo Perla. Sin embargo, conviene separar expectativa de cierre definitivo: mientras Bloomberg reportó que ambas compañías planean iniciar exportaciones hacia finales de 2031, Eni declaró este 20 de abril a Reuters que las conversaciones con Repsol y PDVSA siguen en curso y que todavía no existe un acuerdo finalizado sobre las condiciones para exportar gas desde Venezuela.
Lo que sí está confirmado es que el proceso avanzó de forma tangible en marzo. Reuters informó entonces que Venezuela firmó “acuerdos estratégicos” con Repsol y Eni para impulsar la producción de gas en Cardón IV, y que, según Delcy Rodríguez, esos acuerdos también buscaban abrir el camino para una expansión exportadora. Eni, por su parte, señaló en ese momento que el entendimiento sentaba las bases para reactivar exportaciones de gas natural y líquidos, siempre sujetas a las autorizaciones legales y regulatorias necesarias.
El activo en el centro de esta historia es Perla, uno de los mayores campos de gas costa afuera de América Latina. Repsol lo describe como uno de sus descubrimientos más relevantes en la región y reporta una producción actual cercana a 580 millones de pies cúbicos diarios.
Eni había indicado ya en 2015, al iniciar la producción del campo, que el desarrollo de Cardón IV estaba orientado prioritariamente al mercado interno venezolano mediante un Gas Sales Agreement con PDVSA vigente hasta 2036. Ese diseño contractual explica por qué el proyecto, pese a su escala, ha tardado tantos años en traducirse en una plataforma exportadora.
La clave del nuevo momento no es solo geológica, sino regulatoria y financiera.
En febrero, Estados Unidos relajó de forma significativa las sanciones sobre el sector energético venezolano y emitió licencias generales que permiten a compañías como Eni y Repsol operar proyectos de petróleo y gas en el país. Días después, OFAC formalizó la General License 50A para operaciones en el sector, y en marzo-abril se añadieron otras licencias que amplían el margen para negociar contratos y facilitar ciertas transacciones financieras. Ese nuevo marco ha mejorado el entorno para reactivar inversiones y destrabar esquemas de pago, aunque no elimina por completo la necesidad de autorizaciones adicionales ni la complejidad de la arquitectura contractual.
En paralelo, también se ha movido el frente de los pagos pendientes. Reuters reportó en febrero que Venezuela ya puede compensar a Eni con cargamentos de crudo por el gas recibido, luego del alivio parcial de sanciones. Y este 20 de abril Reuters añadió que Venezuela acumula más de US$7.000 millones en deuda con Eni y Repsol, precisamente porque las restricciones previas habían bloqueado por años la posibilidad de levantar productos y comercializarlos en el exterior. En otras palabras, la viabilidad de una futura cadena de exportación de gas no depende únicamente de capacidad de producción: también requiere resolver un historial de cuentas por cobrar y asegurar mecanismos de monetización sostenibles.
Potencial proyecto de GNL
Desde una óptica técnica, la ambición exportadora es creíble, aunque exigente. Bloomberg, replicado por Reuters y otros medios, señala que el plan contempla elevar la producción y exportar gas como gas natural licuado (GNL) mediante una unidad flotante. Esa idea encaja con el posicionamiento estratégico de Eni, que en su Capital Markets Update 2026 destacó su exposición relevante a FLNG y su liderazgo en esa tecnología. La compañía ya opera y expande soluciones flotantes en Congo, y mantiene experiencia probada en Mozambique a través de Coral South FLNG; además, en febrero firmó junto con YPF y XRG un acuerdo de desarrollo para Argentina LNG. Desde el punto de vista industrial, por tanto, Eni sí cuenta con antecedentes para estructurar una solución flotante si el marco venezolano termina consolidándose.
Aun así, el mayor riesgo hoy parece estar menos en la tecnología que en la ejecución institucional. Reuters advirtió el 9 de abril que empresas energéticas interesadas en invertir en Venezuela siguen esperando modelos contractuales específicos y definiciones fiscales para continuar, expandir o iniciar negocios. Según esa cobertura, los retrasos en la revisión de contratos y en la publicación de los nuevos modelos están frenando decisiones de inversión, incluso entre compañías con interés activo en crudo, gas, midstream y downstream. Para Perla, eso significa que el proyecto puede tener impulso político y lógica comercial, pero todavía necesita un andamiaje regulatorio claro antes de pasar de narrativa a cronograma firme.
Para el mercado regional, el caso merece seguimiento cercano por tres razones.
- Primero, porque Perla representa una de las pocas opciones de gran escala que podrían añadir nueva oferta de gas desde el Caribe sur en la próxima década.
- Segundo, porque una eventual exportación vía FLNG reabriría el debate sobre Venezuela como proveedor de gas para mercados del Atlántico y, potencialmente, para su entorno geográfico inmediato. Y
- Tercero, porque el proyecto podría convertirse en una referencia para medir hasta dónde llega la reapertura energética venezolana bajo el nuevo esquema regulatorio y sancionatorio.
Por ahora, la señal es positiva, pero el mensaje más preciso no es que Venezuela ya tenga asegurada una ruta exportadora de GNL, sino que Perla vuelve a ser un proyecto con opción real de exportación, aunque aún no plenamente cerrado.
