Reactivación Petrolera en Venezuela: El Papel Crucial de las Grandes Petroleras Estadounidenses y el Nuevo Orden Energético de Trump

Tras la destitución del presidente anterior de Venezuela, Nicolás Maduro, el 3 de enero de este año, impulsada por Washington, las empresas estadounidenses están presionando fuerte para aumentar la producción petrolera del gigante de los hidrocarburos, en línea con los ambiciosos planes del presidente Donald Trump para el país dentro de su nuevo orden mundial. La base para tales aumentos de producción es extremadamente sólida, ya que Venezuela aún posee las mayores reservas probadas de crudo del mundo: aproximadamente 303 mil millones de barriles, o alrededor del 17% del total mundial. La mayor parte de este crudo es extrapesado del Cinturón del Orinoco, que requiere más experiencia técnica para su manejo que los crudos más ligeros, pero es más barato de extraer y a menudo más rentable de procesar, siendo el desafío el transporte, el refinamiento y la mejora, no la extracción en sí. Además, de sus 14 yacimientos petrolíferos supergigantes, 11 conservan más de la mitad de sus reservas originales. Una vez que esté en pleno funcionamiento y casi a plena capacidad, el país desempeñará un rol clave en la esfera geográfica de las «Américas» —una de las tres regiones de este tipo, tal como se delimitó recientemente en la «Estrategia de Seguridad Nacional 2025» de Estados Unidos—, así que, ¿en qué punto del desarrollo estamos tras los comentarios realizados la semana pasada por el gigante estadounidense del petróleo y el gas, Chevron?

Según la directora financiera Eimear Bonner, durante una reciente conferencia telefónica sobre resultados, la importante petrolera estadounidense ha incrementado su producción de petróleo en Venezuela de 40 000 barriles diarios (bpd) a 250 000 bpd en los últimos años. Además, considerando únicamente sus tres empresas conjuntas actuales en el país, la producción ha aumentado un 12 % interanual en los últimos seis meses, hasta llegar a los 280 000 bpd. Esto se produjo tras el anuncio, a mediados de abril, de un acuerdo de intercambio de activos con Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), mediante el cual Chevron obtuvo una participación adicional del 13,21 % en la empresa conjunta Petroindependencia, elevando su participación total al 49 %. Las otras dos empresas conjuntas de la firma estadounidense incluyen Petropiar (en la que una subsidiaria de Chevron posee una participación del 30% y tiene los derechos para desarrollar el área adyacente Ayacucho 8 en la Faja Petrolífera del Orinoco), y Petroindependiente (en la que tiene una participación no operativa del 25,2% en el oeste del país). De cara al futuro, Bonner agregó que Chevron espera que su producción en toda Venezuela aumente un 50% entre ahora y finales de 2028, lo que elevaría el total a 420.000 bpd. En todo el país en su conjunto, en julio se observó que la producción promedio de petróleo crudo de la petrolera estatal venezolana PDVSA y sus socios extranjeros aumentó en 20.000 bpd hasta alcanzar 1,21 millones de bpd, según datos del Ministerio de Hidrocarburos. Casi la totalida de esta producción se exporta actualmente, en comparación con un promedio de 847.000 barriles diarios en 2025. Dicho esto, a principios de la década de 2000, la producción de crudo de Venezuela superaba los 3 millones de barriles diarios.

Además, Chevron no es la única gran petrolera que trabaja activamente con el gobierno para explorar otras oportunidades. La española Repsol es la principal supergrande no estadounidense que actualmente impulsa importantes aumentos en la producción de petróleo, con el objetivo de triplicarla en los próximos dos o tres años, según un comentario reciente de su consejero delegado, Josu Jon Imaz. La empresa española posee el 40% de su empresa conjunta Petroquiriquire Occidente con PDVSA y actualmente produce 45.000 barriles diarios de crudo, pero recientemente ha modificado su ámbito operativo para integrar los campos de Tomoporo y La Ceiba en la concesión. Repsol también firmó recientemente un memorando de entendimiento (MdE) para evaluar y desarrollar el Área de Horcón, al sureste del Lago de Maracaibo. Esta área conecta los campos de Barúa y Motatán, que Repsol ya opera, con el objetivo de captar nuevas reservas de crudo ligero.

Los proyectos de expansión del gas natural también se desarrollan paralelamente a los del petróleo. Repsol y la italiana Eni han finalizado un acuerdo estratégico conjunto con el Ministerio de Hidrocarburos para un importante proyecto de gas en el yacimiento Cardón IV, de propiedad conjunta, ubicado en el campo marino Perla, que ya abastece alrededor del 30% de la demanda de gas de Venezuela. Además, tras la firma de un memorando de entendimiento preliminar en abril, la petrolera y gasística británica BP estableció oficialmente una oficina permanente en Caracas, nombró a un gerente nacional y obtuvo una licencia oficial para explorar y desarrollar la Fase 2 del campo de gas marino Loran. La empresa británica actuará como operador principal del proyecto, con una participación igualitaria junto a la filial internacional de Abu Dhabi National Oil Company (XRG) y UCC Holding, con sede en Qatar. El bloque Loran Fase 2 contiene por sí solo una reserva estimada de 4 billones de pies cúbicos (Tcf) de gas natural recuperable, pero se extiende a través de la frontera hacia los campos Manatee/Manakin de Trinidad y Tobago, que se estima que contienen hasta 10 Tcf de gas. Según BP, transportará el gas extraído directamente a Trinidad mediante gasoductos, en lugar de construir nuevas instalaciones en Venezuela. Allí, el gas se licuará en la terminal de exportación de GNL del Atlántico (donde BP posee una participación del 45%) y desde allí se exportará a los mercados internacionales. BP también ha finalizado recientemente un acuerdo preliminar independiente para el Bloque Carúpano Este, ubicado en la zona marítima de Mariscal Sucre, frente a la costa noreste de Venezuela.

Un problema que aún limita la inversión de muchas empresas, especialmente las no pertenecientes a las grandes petroleras, es la históricamente elevada carga impositiva de Venezuela para las compañías, incluso cuando los inversionistas están perdiendo dinero. Parte de esto es la regalía base fija del 30% sobre cada barril de petróleo extraído (impuesto sobre los ingresos bruto, pagado primero), independientemente de las caídas en el precio mundial del petróleo. Otro factor es la tasa del 50% del impuesto sobre la renta corporativa (impuesto sobre la utilidad neta, pagado al final), mucho más alta que la de competidores regionales como Brasil, Guyana o Colombia. Además, existe un impuesto mínimo alternativo obligatorio que implica que el gobierno recauda el 50% del valor bruto total del petróleo extraído antes incluso de calcular los costos operativos. El primer intento, tras la destitución de Maduro, de rectificar los punitivos sistemas tributarios de Venezuela para las empresas extranjeras de petróleo y gas —la Reforma de la Ley de Hidrocarburos de 2026—, impulsada por la presidenta interina Delcy Rodríguez, buscaba reemplazar la compleja red de gravámenes adicionales con un Impuesto Integrado sobre Hidrocarburos (IHT) único, limitado al 15% de los ingresos brutos. Sin embargo, esto aún permite al Ministerio de Hidrocarburos tener total discreción para ajustar las tarifas de los contratos individuales y variables de los proyectos, lo que genera un alto grado de incertidumbre política y regulatoria. Ante esta situación, parece que las empresas extranjeras de petróleo y gas buscan eludir la ley por completo y, en cambio, presionar para obtener términos contractuales privados y personalizados (contratos modelos) y exenciones específicas de las sanciones estadounidenses.

Este enfoque ha contado hasta ahora con un respaldo amplio de Washington, dada la crucial importancia del desarrollo del sector petrolero y gasístico venezolano para el nuevo orden mundial del mercado petrolero de Trump, tal como se menciona en la Estrategia de Seguridad Nacional 2025. El presidente estadounidense busca dividir el sistema geopolítico mundial en tres esferas geográficas, dominadas por una gran potencia en cada una. China desempeñaría el papel principal en Asia, mientras que Rusia dominaría o influiría significativamente en Europa, dependiendo de cómo se desarrolle cualquier conflicto futuro entre los miembros europeos de la OTAN y Moscú. Sin embargo, en la cúspide, Estados Unidos mantenía el dominio general y ejercería influencia directa en toda América (América del Norte y del Sur). Dado que la energía sustenta las economías —y, por ende, la política— de todos los países del mundo, trasladar el centro de dominio del suministro energético mundial a América es un elemento central de este objetivo. Estados Unidos está contribuyendo a ello, bombeando petróleo a niveles récord, en torno a una base de 13,6 millones de barriles diarios, con planes para aumentar aún más la producción en el futuro. De entre los principales países productores de petróleo de América, Venezuela encabeza la agenda de desarrollo de Washington, seguida de Argentina y luego Brasil.

Simon Watkins/ Oilprice