Venezuela, Estados Unidos y el petróleo: cuáles son los límites del nuevo reordenamiento energético regional

Desde el 3 de enero, con la captura de Nicolás Maduro y la intervención de Estados Unidos en Venezuela, el escenario energético internacional ingresó en una fase de reacomodamiento cuya profundidad aún está por verse. La nación sudamericana, que concentra las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, volvió al centro del debate global por las expectativas que despierta un eventual cambio en la gestión de sus activos energéticos.

El impacto real de este giro político y geopolítico no es automático ni lineal. Así lo plantea el informe “Reordenamiento energético regional”, elaborado por Luciano Codeseira, codirector del Instituto de Energía y profesor de la Universidad Austral, que analiza los límites técnicos, financieros e institucionales que condicionan los escenarios de recuperación acelerada de la industria venezolana de hidrocarburos.

Venezuela, en etapa de transformación

Venezuela conserva unas 303.000 millones de barriles de reservas probadas, equivalentes a cerca del 17% del total global. Esa magnitud geológica contrasta de manera abrupta con el deterioro de su capacidad productiva. De acuerdo con el informe, el país pasó de producir más de 3 millones de barriles diarios durante décadas, con picos superiores a 3,4 millones a fines de los años noventa, a ubicarse por debajo del millón de barriles diarios.

"Esa performance se apoyaba en una combinación de inversión continua, acceso a tecnología, integración con el sistema financiero internacional y una empresa estatal, PDVSA, con altos estándares técnicos y operativos. La ruptura de ese equilibrio dio lugar a un proceso de descapitalización acelerada: la producción cayó, se degradó la infraestructura de superficie y subsuelo, y se perdió capital humano crítico. La comparación histórica no busca idealizar el pasado, sino dimensionar la brecha real entre el potencial geológico y la capacidad efectiva de extracción", advierte Codeseira en el reporte.

"La crisis del sector de hidrocarburos venezolano, históricamente un pilar del desarrollo económico latinoamericano, está entrando en una fase de transformación cuyo alcance aún está por delimitarse con precisión técnica y geopolítica", agrega.

Estados Unidos y los límites de una recuperación rápida

El cambio en la política estadounidense hacia Venezuela introduce un factor disruptivo. La mayor presencia operativa de empresas norteamericanas en activos clave y la emisión de licencias específicas para operar y comercializar crudo responden a una lógica pragmática: asegurar flujos energéticos en un contexto global volátil y, al mismo tiempo, condicionar políticamente la reconstrucción del sector, según expresa el especialista.

No obstante, el informe subraya que el margen para un aumento rápido de la producción es acotado. En el corto plazo, la recuperación se limitaría a la reactivación de pozos cerrados, tareas de mantenimiento y mejoras operativas básicas. "Aun bajo supuestos optimistas, el incremento potencial rondaría entre 300.000 y 500.000 barriles diarios, lejos de los niveles históricos previos al colapso institucional", explica.

Las restricciones no son solo políticas o financieras. Una porción creciente del recurso venezolano proviene de crudos pesados y extrapesados de la Faja del Orinoco, cuya explotación exige diluyentes, procesos de upgrading, logística compleja y elevados costos de capital. “La narrativa de una rápida normalización de la oferta venezolana debe ser analizada con cautela técnica y realismo económico”, señala el trabajo.

El papel de gas offshore

A diferencia del petróleo, el gas natural aparece como un vector con dinámicas propias y mayores posibilidades de integración regional, de acuerdo al análisis. En ese sentido, el campo Dragon, ubicado en aguas cercanas a Trinidad y Tobago, emerge como un caso emblemático. "Se trata de un recurso identificado desde hace décadas, cuya materialización estuvo bloqueada por sanciones y tensiones geopolíticas", indica el experto.

La reactivación de Dragon, facilitada por licencias específicas y acuerdos de cooperación bilateral, podría generar flujos relativamente rápidos en comparación con los desarrollos petroleros más complejos. Su impacto, aclara el informe, sería relevante a escala regional, especialmente para el Caribe, pero insuficiente para alterar el balance global de gas.

Más allá de esto, Venezuela cuenta con otros prospectos offshore significativos, como Mariscal Sucre, Perla y Patao–Mejillones–Río Caribe, concebidos para abastecer tanto el mercado interno como esquemas de exportación regional. No obstante, su concreción sigue atada a la resolución de problemas estructurales similares a los del crudo: acceso a financiamiento, tecnología y marcos contractuales estables.

"Desde el punto de vista de los mercados, estos desarrollos se orientan naturalmente hacia una lógica regional: abastecimiento de demanda industrial y eléctrica en el Caribe, integración con complejos de licuefacción existentes —particularmente en Trinidad y Tobago— y, en un horizonte más largo, potenciales flujos hacia mercados extraregionales de GNL", detalla Codeseira.

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Trinidad y Tobago, Guyana y la importancia de las reglas del juego

El informe de la Universidad Austral destaca el contraste con Trinidad y Tobago, cuya industria gasífera offshore logró sostenerse gracias a una infraestructura de licuefacción consolidada y a reglas de juego relativamente estables. "Para Venezuela, la cercanía geográfica y la complementariedad de recursos representan una oportunidad, pero también evidencian el costo de haber perdido décadas de continuidad institucional en el sector energético", señala.

En paralelo, la disputa entre Venezuela y Guyana por la región del Esequibo, rica en recursos offshore, suma un factor adicional de incertidumbre. "Desde la lógica de los mercados energéticos, la ausencia de definiciones claras sobre soberanía y jurisdicción actúa como un desincentivo directo a la inversión de largo plazo. Al mismo tiempo, el contraste entre la rápida expansión productiva de Guyana y la lentitud venezolana refuerza la idea de que las reglas de juego, más que la dotación geológica, son determinantes para convertir recursos en producción", afirma el especialista.

Vaca Muerta frente al nuevo contexto regional

Este reordenamiento energético regional proyecta efectos indirectos sobre otros polos productivos, en particular Vaca Muerta. Por un lado, el shale argentino podría verse favorecido por precios del crudo sostenidos, en un contexto de recuperación lenta y parcial de la producción venezolana. "Por otro, debe desenvolverse en un entorno financiero más restrictivo, donde las tasas de interés internacionales elevadas incrementan la tasa de descuento aplicada a los proyectos y profundizan la competencia por capital entre jurisdicciones energéticas", agrega.

Según el informe, la principal ventaja de Vaca Muerta reside en su modelo de ciclo corto, que permite ajustar con rapidez inversión y producción frente a cambios en precios o condiciones financieras. "Esta flexibilidad constituye una ventaja estratégica en contextos de alta volatilidad, aunque no elimina la necesidad de inversiones relevantes en infraestructura de evacuación -oleoductos, almacenamiento y capacidad exportadora-, intensivas en capital y de maduración más lenta", asegura el economista.

"La experiencia comparada indica que, en escenarios de elevada incertidumbre geopolítica, los inversores ponderan tanto la calidad del recurso como la estabilidad macroeconómica, la previsibilidad regulatoria y la consistencia de las políticas públicas. En ese marco, la situación venezolana opera menos como un determinante directo y más como un amplificador de tendencias preexistentes, en un panorama internacional donde la geopolítica vuelve a dominar la agenda energética", añade.

Una oportunidad acotada

Para concluir, el informe indica que el manejo estadounidense de instalaciones y activos energéticos venezolanos "abre una ventana de oportunidad limitada pero significativa". De acuerdo a Codeseira, "no se trata de una solución inmediata ni de una reversión automática del colapso productivo, sino de un proceso condicionado por restricciones técnicas, financieras e institucionales profundas".

"La comparación con el pasado prechavista muestra cuán grande es la brecha a cerrar y cuán ilusoria resulta la expectativa de una recuperación acelerada sin reformas estructurales. En ese marco, el gas natural offshore y la cooperación regional emergen como vectores más realistas de inserción gradual, mientras que el impacto en los precios internacionales será, previsiblemente, incremental y no disruptivo. La energía, una vez más, confirma que la abundancia de recursos solo se traduce en poder económico cuando está acompañada por instituciones, reglas y horizontes de inversión estables", concluye.