El escenario ideal para Estados Unidos
Estados Unidos busca inundar su mercado interno con crudo venezolano para presionar a la baja los precios de la gasolina y reducir su dependencia de otros proveedores.
Según un análisis de la consultora Wood Mackenzie, los pozos inactivos existentes requieren trabajos básicos de reacondicionamiento que podrían financiarse con los flujos de efectivo procedentes de las exportaciones, lo que permitiría un aumento adicional de entre 200,000 y 300,000 barriles diarios en los próximos meses.
Por otro lado –añade el análisis de Wood Mackenzie– una mayor diferencia de precios entre el crudo ligero y el pesado beneficia a las refinerías de alta complejidad de Estados Unidos, India y China.
"Las refinerías estadounidenses han realizado importantes inversiones en infraestructura para procesar el petróleo pesado de Venezuela y México, lo que garantiza una demanda inmediata ante cualquier aumento de la producción", dice al documento.
Las asociaciones actuales en proyectos de producción de la faja del Orinoco incluyen empresas chinas, rusas, indias y europeas, siendo Chevron el principal productor fuera de PDVSA, seguido por Repsol, CNPC y Eni.
Bajo condiciones favorables, operadores incluida PDVSA, la compañía petrolera nacional de Venezuela, podrían aumentar la producción con relativa rapidez. Además, empresas estadounidenses como Chevron y ExxonMobil recuperarían protagonismo en este nuevo esquema. Su experiencia histórica en Venezuela y su conocimiento del crudo pesado las colocan como actores naturales en una eventual reconstrucción productiva.
Con ello, Estados Unidos no solo se mantendría como el mayor productor de petróleo del mundo, sino también como el país con el mayor volumen de reservas, lo que le permitiría influir en los niveles de producción, incidir en los precios del mercado y consolidarse como el mayor exportador global de hidrocarburos, abasteciendo a distintos mercados.
¿Qué pasa si EU se queda con el petróleo de Venezuela?
Según las previsiones de Wood Mackenzie, el aumento de las exportaciones de crudo venezolano redirigirá los patrones comerciales globales, desviando los barriles pesados de Oriente Medio hacia Asia e intensificando la competencia por el crudo canadiense en la costa del Golfo de Estados Unidos.
Un regreso a los niveles históricos de producción de las refinerías y de exportación de productos supone un riesgo para las refinerías de la cuenca atlántica, especialmente en Europa, dada la posición competitiva que ocupaban anteriormente las refinerías venezolanas.
Para México, el impacto podría ser directo, ya que las pocas inversiones interesadas en el mercado mexicano, bajo contratos poco atractivos, podrían reconsiderar y migrar hacia Venezuela. Sin inversión privada, la explotación de campos petroleros —y con ello el aumento en la producción de hidrocarburos— sería altamente compleja, con un alto riesgo de que continúe la caída productiva.
Una menor disponibilidad de hidrocarburos mexicanos no solo afectaría a Pemex como empresa, que dejaría de recibir inversión, ingresos y desarrollo tecnológico, sino también al país, ya que parte del petróleo producido se comercializa en el extranjero, generando ingresos tanto para el Estado mexicano como para la petrolera nacional.
Este movimiento también desafía a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP+). Un mayor control estadounidense sobre producción y reservas amenaza con debilitar los mecanismos de coordinación en un mercado que ya anticipaba un superávit hacia 2026.
"Los barriles adicionales presionarán un mercado ya sobre abastecido, llevando potencialmente al Brent por debajo de los niveles de 50 dólares por barril proyectados para el primer trimestre", dice Wood Mackenzie.
Pero, ¿qué tiene que pasar para que eso sea una realidad?
Venezuela fue un importante exportador de productos refinados, con el complejo de Paraguaná entre los centros de refinación más grandes del mundo. Pero ahora, el procesamiento de crudo se ha desplomado un 75% desde 2010, pasando de poco menos de 1 millón de b/d a alrededor de 250,000 b/d en 2025. Las exportaciones de gasolina a Estados Unidos superaban los 100,000 b/d antes de las sanciones.
“Venezuela ofrece la escala que necesitan los principales productores, pero los fundamentales económicos dificultan un despliegue rápido. La economía del crudo pesado a los precios actuales, las demandas legales sin resolver y la incertidumbre política crean un perfil de riesgo que va mucho más allá de los retos típicos sobre el terreno. Las empresas estarán atentas, pero los compromisos requieren algo más que el alivio de las sanciones”, detalló en el análisis Alan Gelder SVP Refining, Chemicals & Oil Markets de Wood Mackenzie.
Los analistas consultados coinciden en que el anuncio que Donald Trump hizo tras la captura de Maduro —en el que aseguró que las grandes petroleras estadounidenses invertirían miles de millones de dólares para extraer el petróleo venezolano— es una promesa muy compleja de cumplir. Aún quedan varios obstáculos por superar, entre ellos el deterioro de las capacidades del sector de servicios, los problemas de seguridad, las posibles reparaciones de infraestructura y el acceso a diluyente para la producción de crudo pesado.
La infraestructura petrolera venezolana está deteriorada tras años de sanciones y falta de inversión. La rehabilitación de campos, ductos, terminales y refinerías exige inversiones multimillonarias y varios años de trabajo antes de que el crudo venezolano vuelva a fluir con regularidad y volumen suficiente.
Para volver a alcanzar los 2 millones de barriles diarios de producción que se lograron por última vez en 2016, se requiere una inversión de capital de miles de millones de dólares en un entorno que ya se enfrenta al reto de una década de sanciones. La inversión se complica por los costos de equilibrio superiores a 80 dólares por barril de Brent para los proyectos clave del cinturón del Orinoco, junto con un marco político y legislativo incierto.
Si las compañías muestren un interés real por invertir, sería necesario desarrollar mecanismos específicos para la explotación de áreas petroleras, la construcción de infraestructura y, tras varios años, comenzar a observar una producción significativa que gane terreno en el mercado petrolero mundial.
"Trump no puede obligar a las empresas a invertir. Además, habría que ver bajo qué términos entrarían esas compañías, si como operadoras o como prestadoras de servicios, y establecer certidumbre legal y administrativa. Todos esos son riesgos que las empresas consideran antes de invertir", dijo en entrevista Gonzalo Monroy, socio director de la consultora GMEC.
Las condiciones fiscales y planes de proyectos para desarrollos de petróleo pesado en las áreas de Junín y Carabobo requieren reformas para atraer inversión de compañías petroleras internacionales. El panorama corporativo se complica aún más por fallos arbitrales pendientes a favor de empresas estadounidenses relacionados con nacionalizaciones de activos de hace casi dos décadas.
Hasta ahora, ese desarrollo masivo de nuevas inversiones ni siquiera se ha materializado en Estados Unidos, explicó Monroy. “Una de las cosas que prometió fue el ‘drill, baby, drill’, y la realidad es que no ha ocurrido aún. Si revisamos hoy, hay tres taladros menos que el año pasado y la producción es marginalmente menor, en alrededor de 12 mil barriles diarios, y no se ve que vaya a aumentar”, explicó el socio director de la consultora GMEC.
