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“Probablemente me inclinaría por mantener a Exxon fuera”, dijo el presidente Donald Trump a los periodistas el domingo. “No me gustó su respuesta. Se están haciendo los simpáticos”.
Trump, quien ha prometido que las empresas petroleras estadounidenses gastarían USD 100.000 millones en Venezuela tras la destitución del presidente Nicolás Maduro, se refería a los comentarios realizados por Darren Woods, director ejecutivo de Exxon Mobil, en un acto celebrado este mes en la Casa Blanca, en los que Woods calificó a Venezuela como “no invertible”.
El intercambio refleja un desacuerdo fundamental entre la industria petrolera estadounidense y el mandatario, uno que no se resolverá fácilmente. Trump quiere que los precios del petróleo sean bajos. Los líderes de las grandes petroleras quieren precios más altos. Él quiere que inviertan mucho. Ellos lo que quieren es economizar la inversión y reducir el riesgo, mientras recompensan a los accionistas con dividendos y recompras de acciones.
Ahora las dos partes están en un callejón sin salida. Trump creará incentivos para que las empresas petroleras inviertan en Venezuela o las castigará por resistirse. Y las prioridades contrapuestas van a influir en lo que suceda a continuación.
“No vamos a poner agresivamente muchos barriles adicionales en un mercado con exceso de oferta”, dijo Vicki Hollub, directora ejecutiva de Occidental Petroleum, en una llamada de resultados con analistas bursátiles en noviembre, mucho antes de la reunión de la Casa Blanca con los ejecutivos petroleros el 9 de enero.
Mike Wirth, director ejecutivo de Chevron, se jactaba en una llamada de resultados en noviembre de que la empresa se había vuelto buena para eliminar proyectos de inversión marginales. “Estamos acabando antes con las cosas”, dijo.
Parece que los ejecutivos del sector petrolero no solo se resisten al riesgo de que se nacionalicen sus activos, sino que expresan una opinión que se ha convertido en norma en todo el sector: los grandes proyectos nuevos tienen que sobrevivir a un intenso escrutinio.
El petróleo venezolano, conocido como alquitranado, tiene que diluirse para pasar por un oleoducto. Tiene que mejorarse localmente antes incluso de que llegue a una refinería. Es un gasto de miles de millones de dólares.
Durante la mayor parte de los últimos 15 años, las grandes petroleras se concentraron en proyectos — como la perforación en busca de petróleo de esquisto en Norteamérica— que tienen un periodo de recuperación rápido y predecible, aunque su producción caiga drásticamente después del primer año. Hasta cierto punto, las empresas le han restado prioridad a proyectos como los de petróleo en alta mar, o los yacimientos de crudo pesado como los de Venezuela, que siguen produciendo a bajo costo durante 10 o 20 años, pero requieren más inversión inicial para establecerse.
Así pues, una gran cantidad de petróleo procedía de yacimientos de bajo riesgo pero con un costo relativamente alto. Según Rystad Energy, una empresa de investigación, en 2024 el esquisto norteamericano tenía un costo de equilibrio de USD 45 por barril. Era caro en comparación con el de aguas profundas (a USD 43), el procedente de las plataformas marinas (USD 37) y el crudo terrestre de Medio Oriente (27 dólares).
De 2014 a 2024, la producción diaria de crudo en Estados Unidos aumentó un 71 %, mientras que la producción en el resto del mundo disminuyó un par de décimas por ciento, según los datos del Statistical Review of World Energy 2025.
Esto está cambiando un poco. El esquisto norteamericano está empezando a agotarse, aunque las grandes petroleras usan tecnología avanzada para sacar más petróleo a menor costo.
Desde alrededor de 2022, cuando Rusia invadió Ucrania y los precios del petróleo se dispararon, las grandes petroleras han reorientado parte de su interés hacia proyectos de mayor riesgo y mayor rentabilidad en partes del mundo donde el petróleo es más barato, no en Norteamérica. Exxon y Chevron han explorado oportunidades de exploración en Libia. El año pasado, Chevron firmó un acuerdo de principio para explotar el vasto yacimiento petrolífero iraquí de Nasiriyah y otros activos. Exxon también mantiene conversaciones con Irak.
Incluso Irán luce interesante para las grandes petroleras por primera vez desde el derrocamiento del sha en 1979. “Si pudiéramos entrar allí y volver a ser capaces de producir en Irán, el cielo es el límite para ese país”, dijo la semana pasada en la CNBC Mike Sommers, director ejecutivo del Instituto Estadounidense del Petróleo.
Pero eso no significa que las grandes petroleras estén dejando de ser cautelosas. Devin McDermott, analista petrolero de Morgan Stanley, dijo que incluso si se eliminaran las sanciones y las grandes petroleras pudieran hacer negocios con Irán, “necesitarían confianza en la estabilidad del régimen, condiciones fiscales atractivas y competitivas, todo eso tendría que arreglarse primero”.
Para complicar aún más sus cálculos, las proyecciones sobre la futura demanda de petróleo se han vuelto más inciertas con el auge de las energías renovables. “Durante los primeros 150 años, el petróleo ha sido un negocio en crecimiento. Lo que se ha convertido en una verdadera pregunta es: ‘Bueno, ¿vamos a ver una meseta en la demanda de petróleo o incluso un declive?’”, dijo Jim Burkhard, jefe mundial de investigación de petróleo crudo de S&P Global Energy.
En cuanto a Venezuela, en realidad hay motivos para que las grandes petroleras occidentales inviertan. Aunque su petróleo es pesado y sulfuroso, es abundante, está bien cartografiado y parcialmente desarrollado. Invertir en Venezuela sería una forma de que una empresa petrolera se asegurara un abundante suministro de crudo durante décadas.
Pero aún así sería un gran esfuerzo. La producción de Venezuela cayó un 64 % de 2014 a 2024, lo que indica que ponerla al nivel de los estándares mundiales sería un proceso largo y lento. Las empresas petroleras no quieren “salirse demasiado de la curva de riesgo en los proyectos”, dijo McDermott.
A Trump le gustaría que las petroleras invirtieran más para bajar el precio del crudo, lo que a su vez reduciría los precios en las gasolineras y posiblemente aumentaría sus índices de aprobación. Dejando a un lado el hecho de que el calendario está muy desfasado —los proyectos negociados ahora no darán fruto hasta dentro de años—, las preferencias del presidente se contraponen con lo que los ejecutivos petroleros consideran que es su obligación con los accionistas. Eimear P. Bonner, director financiero de Chevron, dijo a los analistas de Wall Street el año pasado: “No todo se financia. Punto”.
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