Trinidad and Tobago's Prime Minister Keith Rowley on Monday confirmed that the parties were negotiating the license and added that Energy Minister Stuart Young was expected to visit Caracas this week.

The license could set in motion a long-running effort by Trinidad to boost its gas processing and petrochemical exports, while providing Venezuela with a much-needed extra source of cash.

The two countries aim to speed cross-border energy development since the U.S. in January issued a two-year authorization allowing the Dragon field's development.

Venezuela, which holds Latin America's biggest gas reserves, and neighboring Trinidad, the region's largest liquefied natural gas (LNG) exporter, would complement each other's needs to produce and export gas.

Both nations are discussing a 25-year exploration and production license for the Dragon field, which holds up to 4.2 trillion cubic feet of gas and lies in Venezuelan waters near the maritime border between the two countries.

Some terms are still to be settled, but if all goes well a deal could be signed in coming days, the people said.

Shell would operate the project with a 70% stake and Trinidad's NGC (NGCTT.UL) would hold the remaining 30% under proposed terms, the people said.


Venezuela's state-run oil firm PDVSA, which discovered Dragon's reserves and paid for existing infrastructure, would not have a stake in the project, but Venezuela would receive cash or a portion of gas production as royalties.

PDVSA in 2013 finished testing gas output at Dragon, but the field has never been commercially active due to the company's lack of capital and, more recently, U.S sanctions.

The U.S. last month temporarily eased sanctions on Venezuela and amended the authorization for Dragon, allowing Caracas to receive proceeds from gas sales. Since then, negotiations have moved faster, a third person said.

Shell declined comment. NGC referred questions on the talks to Trinidad's energy ministry. The ministry, PDVSA, and Venezuela's oil ministry did not reply to requests for comment.

Rowley also said he hopes a long-running dispute between Venezuela and its neighbor Guyana over a potentially oil-rich territory does not have implications for projects with Trinidad.

"I would not like to see the relationship between Venezuela and Guyana ever get to a point where consequent actions will negatively damage us", the prime minister said.

VOLUMES, PRICES, PIPELINES

The proposed license would allow an initial volume of 300 million cubic feet per day (mcfd) of Venezuelan gas to go to Trinidad for LNG production, starting in late 2026, and an additional 50 mcfd to petrochemical plants, the people said.

Trinidad and Tobago has the capacity to process 4.2 billion cubic feet per day (bcfd) into LNG, petrochemicals and power, but its gas production is about 2.7 bcfd.

The lack of gas has led to the shutting of one of its LNG processing units.

The parties have agreed in principle to a price that would land gas across the border at less than $3 per mcf, the sources said.

PDVSA has pushed for a signature bonus of some $65 million to be paid upfront. But Shell and NGC want to tie any payment to certain milestones, such as first gas, the sources added.

The parties are considering two separate lines to transport the gas: one partially built by PDVSA to Guiria, on Venezuela's eastern coast. A second line would connect to Shell's Hibiscus field in Trinidad.

If the parties agree that some of the gas will pass through Guiria, an additional short pipeline linking Guiria to Point Fortin, home of Trinidad's LNG plants, might be needed.

That option would allow Venezuela to process the gas on its shore, keeping what it needs to supply the domestic market and potentially exporting gas liquids in the future. But adding a new line might extend the time for the project to begin output to five years, rather than three years as hoped, the people said.


Reuters: Venezuela está cerca de aprobar una licencia de gas offshore con Trinidad y Shell

(Reuters) - Venezuela está cerca de aprobar una licencia para que Shell (SHEL.L) y la Compañía Nacional de Gas de Trinidad y Tobago desarrollen un prometedor yacimiento de gas natural en alta mar y exporten su producción al país caribeño, dijeron dos personas cercanas al asunto.

El Primer Ministro de Trinidad y Tobago, Keith Rowley, confirmó el lunes que las partes estaban negociando la licencia y añadió que se esperaba que el Ministro de Energía, Stuart Young, visitara Caracas esta semana.

La licencia podría poner en marcha un largo esfuerzo de Trinidad por impulsar sus exportaciones de procesamiento de gas y productos petroquímicos, al tiempo que proporcionaría a Venezuela una fuente adicional de efectivo muy necesaria.

Los dos países pretenden acelerar el desarrollo energético transfronterizo desde que Estados Unidos emitió en enero una autorización de dos años que permite el desarrollo del yacimiento Dragon.

Venezuela, que posee las mayores reservas de gas de América Latina, y la vecina Trinidad, el mayor exportador de gas natural licuado (GNL) de la región, complementarían mutuamente sus necesidades de producción y exportación de gas.

Ambas naciones están discutiendo una licencia de exploración y producción de 25 años para el campo Dragón, que contiene hasta 4,2 billones de pies cúbicos de gas y se encuentra en aguas venezolanas cerca de la frontera marítima entre los dos países.

Aún no se han acordado algunas condiciones, pero si todo va bien, el acuerdo podría firmarse en los próximos días, según estas personas.

Shell operaría el proyecto con una participación del 70% y la trinitense NGC (NGCTT.UL) se quedaría con el 30% restante, según los términos propuestos.

La petrolera estatal venezolana PDVSA, que descubrió las reservas de Dragon y pagó por la infraestructura existente, no tendría una participación en el proyecto, pero Venezuela recibiría dinero en efectivo o una parte de la producción de gas como regalías.

PDVSA terminó en 2013 las pruebas de producción de gas en Dragon, pero el yacimiento nunca ha tenido actividad comercial debido a la falta de capital de la empresa y, más recientemente, a las sanciones de Estados Unidos.

El mes pasado, Estados Unidos suavizó temporalmente las sanciones a Venezuela y modificó la autorización para Dragon, permitiendo a Caracas recibir los ingresos de las ventas de gas. Desde entonces, las negociaciones se han acelerado, dijo una tercera persona.

Shell declinó hacer comentarios. NGC remitió las preguntas sobre las conversaciones al Ministerio de Energía de Trinidad. El Ministerio, PDVSA y el Ministerio de Petróleo de Venezuela no respondieron a las solicitudes de comentarios.

Rowley también dijo que espera que una larga disputa entre Venezuela y su vecina Guyana sobre un territorio potencialmente rico en petróleo no tenga implicaciones para los proyectos con Trinidad.

"No me gustaría que la relación entre Venezuela y Guyana llegara a un punto en el que las acciones consiguientes nos perjudicaran", declaró el Primer Ministro.

VOLÚMENES, PRECIOS, GASODUCTOS

La licencia propuesta permitiría que un volumen inicial de 300 millones de pies cúbicos diarios (mcfd) de gas venezolano fuera a Trinidad para la producción de GNL, a partir de finales de 2026, y otros 50 mcfd a plantas petroquímicas, dijeron las personas.

Trinidad y Tobago tiene capacidad para procesar 4.200 millones de pies cúbicos diarios (bcfd) en GNL, petroquímica y energía, pero su producción de gas es de unos 2.700 bcfd.

La falta de gas ha obligado a cerrar una de sus unidades de procesamiento de GNL.

Las partes han acordado en principio un precio que desembarcaría gas a través de la frontera a menos de $ 3 por mcf, dijeron las fuentes.

PDVSA ha presionado para que se pague por adelantado una prima de firma de unos 65 millones de dólares. Pero Shell y NGC quieren vincular cualquier pago a ciertos hitos, como el primer gas, añadieron las fuentes.

Las partes están considerando dos líneas separadas para transportar el gas: una parcialmente construida por PDVSA hasta Guiria, en la costa oriental de Venezuela. Una segunda línea conectaría con el campo Hibiscus de Shell en Trinidad.

Si las partes acuerdan que parte del gas pase por Guiria, podría ser necesario un gasoducto corto adicional que conectara Guiria con Point Fortin, donde se encuentran las plantas de GNL de Trinidad.

Esta opción permitiría a Venezuela procesar el gas en sus costas, conservando lo que necesita para abastecer el mercado nacional y exportando potencialmente líquidos de gas en el futuro. Pero la adición de una nueva línea podría ampliar el plazo para que el proyecto comience a producir a cinco años, en lugar de tres años como se esperaba, dijeron las personas.