Por Canuto  

ExxonMobil analiza volver a la Faja del Orinoco casi dos décadas después de su salida, pero la empresa exige garantías que protejan sus contratos y capital. El eventual regreso ocurre mientras Chevron, Eni y Continental Resources avanzan con acuerdos preliminares que todavía no equivalen a nuevos barriles en el mercado.
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  • ExxonMobil negocia una posible entrada en Petromonagas y activos vecinos de Carabobo, aunque todavía no existe un acuerdo cerrado.
  • La durabilidad de los contratos y el pago de deudas por expropiaciones son obstáculos centrales para las petroleras estadounidenses.
  • Chevron y Eni ya firmaron acuerdos, mientras Continental Resources suscribió un memorando para desarrollar Ayacucho 2.

 

ExxonMobil está negociando un posible regreso a la Faja del Orinoco de Venezuela, casi dos décadas después de abandonar el país por la nacionalización de sus proyectos. Según informó Reuters, citado por ZeroHedge, la compañía estudia participar en el proyecto de crudo pesado Petromonagas y en activos vecinos ubicados en Carabobo, aunque las conversaciones todavía no desembocan en un acuerdo definitivo.

El eventual retorno se produce en un momento de renovado interés empresarial por la industria venezolana, pero también bajo una fuerte exigencia de garantías legales y comerciales. La discusión no gira únicamente en torno a la existencia de grandes reservas, sino a si las compañías podrán conservar sus derechos económicos, financiar operaciones durante años y recuperar sus inversiones sin enfrentar nuevamente cambios unilaterales.

ExxonMobil condiciona su regreso a nuevas garantías

Las conversaciones entre ExxonMobil y la estatal Petróleos de Venezuela, conocida como PDVSA, siguen abiertas y no existe confirmación de que ambas partes hayan cerrado los términos de una transacción. Ni ExxonMobil ni PDVSA respondieron de inmediato a las consultas de Reuters, mientras que Petromonagas también mantiene una participación estatal rusa cuya influencia sobre una eventual operación todavía no está clara.

La cautela de ExxonMobil tiene un antecedente reciente. En enero, su director ejecutivo, Darren Woods, describió a Venezuela como un destino “no invertible” bajo el marco legal y comercial vigente en ese momento, y sostuvo que la empresa necesitaría protecciones duraderas antes de comprometer capital nuevamente.

La posición de Woods refleja una preocupación que excede la capacidad técnica para extraer crudo pesado. En proyectos petroleros de largo plazo, la rentabilidad depende de que los contratos sobrevivan a cambios políticos, de que los socios respeten la distribución pactada de ingresos y de que la empresa pueda exportar el producto en condiciones previsibles.

ExxonMobil y ConocoPhillips abandonaron sus proyectos venezolanos después de la nacionalización, mientras Chevron continuó operando mediante acuerdos con PDVSA. Esa diferencia entre salir, litigar o permanecer explica por qué el posible regreso de ExxonMobil no puede interpretarse como una decisión rutinaria de expansión, sino como una prueba sobre la confianza que el país intenta reconstruir.

La deuda por expropiaciones pesa sobre las petroleras

ConocoPhillips mantiene una posición más distante frente a un posible retorno. De acuerdo con Reuters, la compañía se niega a negociar su regreso hasta que Venezuela y PDVSA paguen aproximadamente USD $11.000 millones relacionados con la expropiación de sus proyectos, una reclamación que convierte las obligaciones pendientes en un factor decisivo para cualquier nueva inversión estadounidense.

El caso de ConocoPhillips muestra que el acceso a reservas no basta para reactivar la relación con las grandes petroleras. Antes de comprometer equipos, personal y financiamiento, las empresas deben calcular el riesgo de que una disputa contractual vuelva a transformarse en una pérdida patrimonial, especialmente cuando el proyecto exige inversiones sostenidas durante varios años.

La ola de posibles regresos tomó fuerza después de la captura del entonces presidente Nicolás Maduro en enero y del posterior impulso del presidente Trump para que empresas estadounidenses invirtieran en Venezuela, según el relato de la fuente. Sin embargo, los cambios políticos no eliminan automáticamente los reclamos acumulados ni sustituyen las garantías que las compañías consideran necesarias para operar.

Por eso, la durabilidad de los contratos ocupa un lugar central en la tesis de inversión venezolana. La pregunta relevante para los operadores no es solo cuántos barriles podrían extraerse, sino si una empresa podrá mantener su participación económica, disponer de los ingresos generados y recuperar el capital comprometido a lo largo de todo el ciclo del proyecto.

Acuerdos anunciados todavía deben convertirse en barriles

Chevron y la italiana Eni firmaron acuerdos el 2 de septiembre para expandir sus proyectos venezolanos, en una señal de que algunas compañías ya avanzaron más que ExxonMobil en el proceso de retorno o ampliación operativa. Para ese momento, Reuters situó la producción nacional en aproximadamente 1,25 millones de barriles diarios, frente a cerca de 3 millones en el máximo registrado a finales de la década de 1990.

La diferencia entre ambos niveles ilustra tanto el potencial de recuperación como la magnitud del desafío. Venezuela conserva una base petrolera capaz de atraer capital, pero necesita reconstruir capacidad operativa, asegurar insumos, sostener exportaciones y convertir los anuncios corporativos en volúmenes que lleguen de forma estable al mercado.

Continental Resources añadió otro anuncio al firmar un memorando de entendimiento con PDVSA para desarrollar el bloque Ayacucho 2, ubicado en la Faja del Orinoco. El documento representa un marco preliminar y no demuestra que ya exista producción adicional, una distinción relevante para evitar que todos los acuerdos sean contabilizados como nueva oferta inmediata.

Negociaciones, memorandos, contratos definitivos, desembolsos de capital y aumentos comprobados de producción corresponden a etapas diferentes. Presentarlos como equivalentes reduciría un proceso complejo de inversión y rehabilitación industrial a una sucesión de titulares, sin mostrar cuánto dinero se comprometió, qué infraestructura está disponible o cuándo podrían aparecer exportaciones sostenidas.

Chevron muestra un modelo de financiamiento distinto

El plan de Chevron ofrece una referencia adicional para entender cómo podrían financiarse las nuevas operaciones. Su director ejecutivo, Mike Wirth, declaró el 11 de septiembre que la expansión venezolana prevista por USD $7.000 millones se financiaría completamente con efectivo generado por las empresas conjuntas locales existentes, en lugar de depender de aportes enviados desde el exterior.

Chevron apunta a alcanzar aproximadamente 600.000 barriles diarios para 2031, una meta de varios años que no debe confundirse con una respuesta inmediata a interrupciones de suministro en otras regiones. La propia escala temporal muestra que una recuperación petrolera puede tener importancia estratégica sin añadir rápidamente barriles al mercado global.

El modelo basado en flujo de caja operativo también tiene límites específicos. La capacidad de financiar nuevas obras dependerá de cuánto efectivo generen las empresas conjuntas existentes, de sus costos y de la posibilidad de mantener operaciones y exportaciones suficientes para reinvertir sin apoyo financiero externo.

Wirth advirtió además que los colchones de petróleo que habían limitado los aumentos de precios al comienzo del conflicto con Irán ya se habían agotado. Esa observación conecta la estrategia venezolana con un mercado más sensible a interrupciones, aunque los objetivos de producción para 2031 no reemplazan por sí mismos los barriles que puedan perderse en otros países o regiones.

Los diluyentes y la cadena de suministro son decisivos

La reactivación venezolana también depende de insumos que permitan transformar el crudo pesado en un producto exportable. En febrero, el Departamento del Tesoro de Estados Unidos autorizó exportaciones y ventas de diluyentes estadounidenses a Venezuela, materiales necesarios para procesar determinados grados de crudo y facilitar su comercialización internacional.

La autorización muestra que la recuperación no depende exclusivamente del acceso a los yacimientos o de la firma de contratos. Sin diluyentes, equipos, mantenimiento, transporte y permisos adecuados, una compañía puede disponer de reservas y aun así carecer de la capacidad práctica para convertirlas en cargamentos que lleguen al mercado.

Para los mercados petroleros, los indicadores más útiles serán el gasto de capital comprometido, la capacidad operativa instalada y los volúmenes de exportación sostenidos. El número de acuerdos anunciados puede anticipar una tendencia, pero no permite medir por sí solo la velocidad de la recuperación ni la cantidad de oferta adicional que realmente estará disponible.

Claudio Descalzi, director ejecutivo de Eni, resumió esa diferencia durante la ceremonia de firma del 2 de septiembre: “Lo que necesitamos no es solo firmar papeles, necesitamos barriles”. La frase concentra el principal desafío de Venezuela, porque la confianza empresarial solo se consolidará cuando los acuerdos sobrevivan al proceso político, reciban inversión y terminen reflejándose en producción y exportaciones verificables.

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