QUIÉN ES XRG Y QUÉ VINO A BUSCAR A VENEZUELA

El 13 de agosto bp informó que el Gobierno de Venezuela le adjudicó la licencia de exploración y producción de la Fase 2 del campo Loran, en la Plataforma Deltana. bp Exploration Caribbean operará el desarrollo con dos socios que tienen su misma participación, 33,3% cada uno: XRG, la compañía internacional de inversión en energía de ADNOC, y UCC Oil and Gas Holding, filial de la catarí UCC Holding. XRG recibe su parte por cesión de PDVSA Gas, sujeta a aprobaciones regulatorias y al cumplimiento de las sanciones internacionales aplicables.

Conviene detenerse en qué significan las fases, porque no son etapas cronológicas de un mismo desarrollo. Loran contiene siete yacimientos, seis de ellos transfronterizos con Trinidad y Tobago. La división en fases reparte ese conjunto entre dos grupos operadores distintos. Shell recibió la licencia de la Fase 1 en junio; bp encabeza la Fase 2 desde agosto, con hasta 4 billones de pies cúbicos recuperables dentro de un campo cuyo recurso total se estima en 7,3 Tcf. Ambas fases avanzarían en paralelo. El arreglo reparte la ejecución entre dos operadores con experiencia larga en la cuenca y suma, en la segunda, a dos socios que aportan capital y capacidad de construcción.

El campo se descubrió en 1983, con el pozo Loran 1X perforado por Lagoven. En febrero de 2003 el entonces Ministerio de Energía y Minas otorgó la licencia del Bloque 2 de Plataforma Deltana a PDVSA Gas y Chevron, que perforó Loran 2X, 3X y 4X entre 2004 y 2005. Entre 2007 y 2017 se firmaron el Tratado Marco de Unificación de Yacimientos, la Declaración de Comercialidad, el Acuerdo de Unificación y el Plan de Desarrollo Conceptual de la Unidad Loran-Manatee. Después de eso, 23 años sin desarrollo. Chevron cedió su posición este año en un intercambio de activos que reforzó su presencia en el Cinturón del Orinoco, y ahí se abrió la puerta que Shell, bp, XRG y UCC acaban de cruzar.

Loran es la porción venezolana del yacimiento Loran-Manatí, que cruza el límite marítimo con Trinidad y Tobago. Las estimaciones independientes atribuyen alrededor de 7,3 Tcf al lado venezolano y 2,7 Tcf al trinitario, unos 10 Tcf en conjunto. La Plataforma Deltana está a 120 kilómetros al suroeste de Trinidad y a 90 al noreste de Delta Amacuro, más cerca de la infraestructura ajena que de la propia. Esa geografía explica casi todo lo que sigue. ADNOC creó XRG en noviembre de 2024 con un valor empresarial superior a 80.000 millones de dólares y el encargo de más que duplicar su valor de activos en diez años. La petrolera estatal emiratí es dueña de todo el capital, pero la compañía tiene junta y mandato propios, lo que le permite moverse como inversionista y no como productor estatal. El nombre abrevia "exergía", el trabajo útil máximo que puede extraerse de un sistema. Seorganiza en tres plataformas: gas internacional, químicos globales y soluciones energéticas. Algunas estimaciones de terceros la ubican hoy por encima de 150.000 millones de dólares, cifra que ADNOC no ha confirmado en sus comunicados.

Su cartera de gas explica el interés por Loran. XRG tiene posiciones en Rio Grande LNG en Estados Unidos, en el proyecto Argentina LNG, en Arcius Energy en Egipto, en el campo Absheron de Azerbaiyán, en el Corredor Meridional de Gas, en el Bloque 1 costa afuera de Turkmenistán y en el Área 4 de Mozambique, la concesión donde opera Coral Sul FLNG. Está armando una plataforma integrada de gas y GNL que abarca suministro, licuefacción y comercialización. Con Rio Grande, Argentina LNG y ahora Loran, acumula posiciones a lo largo de la Cuenca del Atlántico, que es lo que un comercializador necesita para operar un libro de trading y no solo un conjunto de activos.

Loran importa por lo que hay en Point Fortin. Atlantic LNG, la mayor planta de licuefacción de América Latina, redujo su capacidad nominal de 15,5 a cerca de 12 millones de toneladas anuales y embarcó menos de 9 millones en 2025, según datos de LSEG. Su Tren 1 entró en desmantelamiento por falta de gas. Hay allí capacidad construida y pagada que trabaja muy por debajo de su diseño, a pocas millas de un yacimiento sin desarrollar. El esquema descrito para Loran-Manatí consiste en perforar pozos submarinos del lado venezolano y conectarlos por tie-back a la plataforma Hibiscus de Shell en Trinidad. La capacidad del gasoducto se elevó a 1.000 millones de pies cúbicos diarios. Para quien estructura el financiamiento, eso saca del presupuesto el componente más caro de un proyecto de GNL, que es el tren de licuefacción, y acorta el plazo entre el desembolso y el primer flujo de caja. En project finance ese plazo suele pesar sobre el retorno más que el tamaño del reservorio. La otra razón es regulatoria, y es la que un lector venezolano debería mirar con más cuidado. La reforma a la Ley Orgánica de Hidrocarburos se publicó en la Gaceta Oficial N° 6.978 Extraordinario del 29 de enero de 2026 y se reglamentó en julio mediante el Decreto N° 5.381. Durante el año, la OFAC emitió y enmendó una secuencia de licencias generales sobre petróleo, gas, petroquímica, minería y telecomunicaciones. El Tesoro estadounidense no levantó el régimen de sanciones; lo ajustó por tramos, con permisos de interpretación restrictiva y vigencia renovable. LEĜA Abogados describió el resultado como una apertura administrada, sostenida sobre contratos contingentes y estándares altos de cumplimiento. Ese es el terreno donde se firmó Loran Fase 2, y la propia XRG condicionó su participación a él.

Vale entonces preguntarse qué gana Venezuela, porque la respuesta no está en el comunicado de bp sino en el articulado de esa ley. El Estado tiene derecho a una participación de hasta 30% como regalía sobre los volúmenes extraídos y no reinyectados. A eso se suman el Impuesto Integrado de Hidrocarburos, con alícuota de hasta 15% sobre ingresos brutos, y el impuesto sobre la renta. La misma ley exonera el Impuesto a los Grandes Patrimonios, los aportes de LOCTI, deporte, lucha antidrogas y protección de pensiones, además de los tributos estadales y municipales, y excluye al sector de la Ley de Contrataciones Públicas.

Hay un beneficio que no aparece en la planilla fiscal y que para la economía real puede pesar más. El plan oficial plantea destinar el gas primero a la demanda interna y abrir después la producción a los mercados del Caribe, lo que atacaría la restricción de gas que arrastra la industria nacional. El desarrollo también demanda contratos EPC submarinos, campañas de inspección de fondo marino y programas de integridad mecánica costa afuera. Es un mercado de servicios petroleros costa afuera que hoy no existe en Venezuela a esa escala, y que se construiría alrededor de un proyecto con operadores de primera línea auditando calidad. Y todo esto ocurre sin que el país tenga que financiar una planta de licuefacción propia, que es el desembolso que históricamente ha hundido los proyectos de gas venezolanos en la etapa de papel.

Conviene medir ese beneficio con cuidado. La ley faculta al Ejecutivo a fijar y modificar el porcentaje de regalía proyecto por proyecto, atendiendo a la naturaleza de la inversión, la economicidad y la competitividad internacional, y contempla una cláusula de equilibrio económico-financiero que obliga a compensar al operador si cambia el marco legal o fiscal. El 30% es un techo, no una tasa. En el caso de Dragón se reportó que Caracas retendría al menos 45% de los ingresos, cifra que da una referencia pero no un precedente contractual. Y como advirtió un análisis publicado en Derecho y Sociedad, todavía no se conoce con certeza cómo incidirá el impuesto integrado sobre la viabilidad de los proyectos. Venezuela está estrenando un régimen fiscal al mismo tiempo que negocia bajo él.

La estructura societaria de la Fase 2 dice algo sobre el riesgo. Tres socios con tercios exactos significan que ninguno controla. bp pone la operación en aguas profundas y una presencia larga en la cuenca, XRG pone capital de balance soberano con horizonte largo y UCC pone capacidad de construcción. El reparto también distribuye la exposición política entre tres jurisdicciones de origen: Reino Unido, Emiratos Árabes Unidos y Catar. Ningún accionista queda solo frente a un cambio de criterio en Washington.

Falta bastante, y una licencia todavía no es un proyecto. No hay decisión final de inversión anunciada, no hay capex publicado y no se han divulgado los términos comerciales del cruce fronterizo del gas. El marco que habilita la operación se renueva por tramos administrativos. Vale seguir tres cosas en los próximos meses. La decisión final de inversión, que Shell insinuó podría llegar antes del cierre de 2026 si los marcos fiscales se consolidan. El acuerdo comercial que gobierne el flujo hacia Trinidad. Y la vigencia de las licencias de la OFAC. Si las tres avanzan, Venezuela habrá monetizado gas costa afuera sin construir una planta de licuefacción propia. Si no, tendrá un contrato firmado y el gas donde está desde 1983.