Petróleo y geopolítica: Venezuela, las contracaras en la región y las exploraciones en Uruguay

Un mes y medio después del inicio de la intervención de Estados Unidos en Venezuela, sus efectos en la producción de petróleo ya no están en el centro de la atención. El experto y consultor internacional Roberto Brandt (*) advierte sobre los aspectos clave de una reactivación petrolera en Venezuela, al tiempo que ubica “en la contracara” a Brasil, exitoso en su modelo de hidrocarburos, y expresa sus expectativas sobre Argentina, a partir de Vaca Muerta. Brandt proyecta un precio del crudo estable “más cerca de los 60 dólares”, así como un cambio de estrategia en las posturas críticas más radicales hacia los combustibles fósiles. Considera positivo que Uruguay apueste a la búsqueda offshore, pero ubica los riesgos en el “factor tiempo”. A continuación, un resumen de la entrevista.

—Luego de varias semanas de la intervención de Estados Unidos en Venezuela, parece diluirse la posibilidad de un eventual impacto de esas acciones en el mercado petrolero…

—Efectivamente, cuando uno mira el mercado mundial de petróleo, desde fines de 2025 tenemos una situación relativamente equilibrada entre oferta y demanda, en torno de las 105 millones de barriles diarios. Si insertamos a Venezuela en ese contexto, estaba produciendo poco menos de 1 millón de barriles por día, lo cual es menos del 1% de la demanda o la oferta mundial. Por tanto, no se puede esperar un impacto importante en términos de precio.

Solamente para tomar una perspectiva, a principios de la década de los ´70, Venezuela estaba en el orden de los 4 millones de barriles-día, en los primeros lugares de la producción mundial.

Venezuela tiene, en teoría, las reservas de petróleo más grandes del mundo…

—¿Por qué en teoría?

—Porque no han sido auditadas durante mucho tiempo y las reservas también son afectadas por el precio; son un concepto técnico-económico. Hoy puede haber algunas dudas de que Venezuela tenga reservas mayores que Arabia Saudita.

De aquellos cuatro millones de barriles/día que se producían en la década de los ´70, cuando asume Hugo Chávez en el 1998 había bajó a tres millones y medio; el pico más bajo llegó en 2020 con aproximadamente 700.000 barriles diarios, con una pequeña recuperación en los últimos años a un poco más de 900.000 barriles por día.

Por cuestiones de abandono de exploración y producción y mal estado de muchos pozos, las inversiones necesarias son enormes. Además, hay grandes limitaciones en infraestructura. Se llegó a vender ductos como chatarra, hay lugares donde los campos no están conectados porque ya no tienen los ductos para transportar el crudo o el gas.

Cuando se habla de incrementar rápidamente la producción de crudo venezolano, se están subestimando las enormes inversiones que hay que hacer. Hay una estimación de Wood Mackenzie que para incrementar solamente un millón y medio de barriles-día —un 50% más de lo que se produce actualmente— habría que invertir entre exploración y producción e infraestructura, entre 40 y 50 mil millones de dólares en total. Y hay otra consultora muy prestigiosa de Noruega, Rystad, que ha hecho una estimación a más largo plazo; para volver a los 3 millones de barriles-día, la inversión necesaria es de unos 180 mil millones de dólares.

—¿Hasta dónde llega el interés de las empresas de EEUU?

—El crudo venezolano es muy pesado, lo cual para cierto tipo de refinerías del sur de los Estados Unidos, en el Golfo de México, puede ser útil, pero presenta algunos requerimientos técnicos que encarecen el proceso productivo. Por todo ello, no es una sorpresa que las empresas de estadounidenses convocadas por el presidente Trump se hayan mostrado muy cautas.

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Chevron está dispuesta a incrementar algo su producción en Venezuela, porque está muy interesada en recuperar capital hundido, producto de deudas que tiene el Estado venezolano con ellos. Exxon está mucho más reticente, porque ve que los números no le cierran y porque además, “en el barrio” hay otras opciones muy interesantes, como Surinam, Guyana o Trinidad Tobago.

Exxon está haciendo enormes inversiones y muy exitosas en Guyana; de hecho, levantó sus activos de Vaca Muerta en Argentina, que eran muy buenos, para reinvertir los US$ 1.700 millones en Guyana. Da la impresión que no va a jugar proactivamente en Venezuela.

Algunas empresas europeas, el caso de Eni o de Repsol, sí están dispuestas a participar, pero con cautela, porque primero hace falta restablecer algún nivel de institucionalidad y legalidad.

—Se presentó en el Congreso venezolano un proyecto de reforma de la ley de hidrocarburos; ¿eso genera más garantías a los inversores?

—Es más aperturista. Tiene un artículo cuyo contenido es bastante llamativo, donde protege los intereses de los accionistas minoritarios. No es muy común en la legislación petrolera internacional, que establece condiciones para litigar en tribunales arbitrales internacionales si se violan los contratos y demás.

Pero con eso parece no alcanzar en lo inmediato. Creo que la institucionalidad plena va a ser una garantía para los inversores extranjeros cuando haya una transición real hacia la democracia.

—En estos últimos días hubo envíos de petróleo desde Venezuela a Estados Unidos…

—Esos envíos son de muy poco impacto, tienen que ver más con una señal geopolítica que con otra cosa. Aunque hay un matiz. Del petróleo pesado de Venezuela que se refina básicamente en el Golfo de México, se produce mucho diesel. Combustibles intermedios, muy usados en cadenas de producción. Con esto, Trump podrá impactar a la baja en los precios de los combustibles a nivel interno en un año electoral.

—¿Brasil es el caso opuesto a Venezuela dentro del esquema sudamericano?

—Brasil es una contracara de lo que ocurre en Venezuela, donde una política de Estado, principal fuente de ingresos del país y una empresa pública muy fuerte, se dejó venir abajo.

Brasil tiene una industria petrolera relativamente joven, donde Petrobras se crea en el año 1953, mucho después de YPF en Argentina, por ejemplo. Pero tuvo un desarrollo formidable. En 1970, cuando Venezuela producía casi 4 millones de barriles día, Brasil producía 200.000; cuando llega Chávez a Venezuela, Brasil ya había subido a 1 millón. Ahora, Brasil produce 4 millones.

Ese impulso tiene que ver con mucho respeto por la ley, por los contratos y fuerte inversión internacional. La preocupación está en que las proyecciones de producción en el Presal van a declinar, según las proyecciones. Ante eso, Petrobrás se propuso explotar lo que se llama margen ecuatorial, buscando mantener los niveles de producción.

De todas formas es claramente un caso de éxito, de continuidad jurídica y de inversiones de todo el mundo.

—Diferente es la situación de Argentina…

—Argentina es un caso que está a mitad de camino entre Venezuela y Brasil. Lamentablemente también ha tenido vaivenes políticos que han afectado su producción petrolera en el pasado. Volviendo a la referencia de los años ´70, Argentina producía unos 400.000 barriles día. En 1998, se llegó a un récord de 850.000 barriles día, pero luego, con mucho intervencionismo en el mercado y demás, alrededor de 2016 estábamos en el orden de 500.000 barriles por día. En 2025 se superó aquel récord de 1998 llegando a los 900.000 barriles-día, pero con una diferencia: la producción inicial de Argentina era básicamente lo que de lo que hoy se llama petróleo convencional. En la última década, con Vaca Muerta empieza el auge del petróleo y el gas no convencional que se produce por fractura hidráulica. Eso quiere decir que, probablemente hacia 2030 es probable que lleguemos a producir entre 1,3 y 1,5 millones de barriles-día.

Lo importante de Argentina es que, desde que apareció Vaca Muerta, gobiernos de distinto signo han entendido que debía ser una política de Estado, en el entendido que es una fuente importante de divisas para el país. Hay fuertes cuello de botella en infraestructura y recursos humanos, además de los consabidos problemas de credibilidad en un país que ha tenido nueve defaults de deuda, y los inversores internacionales tienen memoria. Así y todo, es un salto enorme para el país que ya genera un cambio estructural en su balance energético.

—El objetivo es poder atraer inversiones…

—Exacto. Necesitamos generar confianza para captar grandes inversiones. Por el momento, en términos de inversión extranjera directa, creo que para Argentina va a ser difícil competir con Guyana, entre otros lugares donde en este momento están invirtiendo mucho las petroleras. Necesitamos continuidad en los gobiernos, con respeto al orden macroeconómico y la institucionalidad.

—¿En qué etapa estamos del camino que nos aleja del consumo de hidrocarburos? 

—El petróleo sigue siendo fundamental en la matriz energética global. Básicamente representa un 34% de los requerimientos mundiales de energía. O sea, tenemos un gran crecimiento en algunos mercados de las energías renovables, Uruguay incluido, pero no pesa en los números del mundo, donde un 87% de la energía requerida hoy sigue siendo fósil.

Hay una tendencia hacia una mayor electrificación y penetración de las energías renovables que ojalá continúe, pero todo el mundo se ha convencido de que las energías fósiles no se pueden eliminar por decreto.

Cuando uno mira los ciclos históricos de la energía, los cambios siempre han llevado muchas décadas y normalmente estaban catalizados por innovación tecnológica y factores económicos. Entonces, cuando se quiso imponer una agenda que tenía que ver con energías más limpias pero más caras, eso terminó chocando contra la realidad.

Foto: El País

Que es lo deseable para el planeta a largo plazo, no cabe duda, pero me parece que hubo como un exceso de voluntarismo. Hoy tenemos mayor realismo en muchos de los decisores políticos europeos que están revisando decisiones anteriores en materia energética.

Hoy hay una visión más realista de que la energía debe ser manejada como un portafolio con opcionalidad y complementariedad.

—En ese contexto, ¿cuál es el impacto de la política de EE.UU. de propiciar más exploraciones?

—Me parece que en el gobierno del presidente Trump hay una enorme contradicción entre el discurso y la práctica, cuando Donald Trump hizo campaña con Drill Baby Drill, en realidad estaba apuntando a una baja en el precio del petróleo. Pero las empresas americanas no van a perforar a diestra y a siniestra viendo cómo se les evaporan sus márgenes de rentabilidad por solamente por producir más. Entonces, hay mucho de narrativa y en la práctica después se van acomodando las cosas.

—En la actualidad, no parece haber razones para pensar en un incremento en el precio promedio del crudo…

—Coyunturalmente está en US$ 65-66 por barril —en el caso del WTI algo más bajo— y la expectativa es que vuelva a ubicarse en el orden de los US$ 60. Eso siempre sujeto a que no haya cimbronazos geopolíticos, que históricamente siempre ha afectado el precio del petróleo. Pero en términos de los fundamentals de oferta, demanda y precios, uno tendería a pensar que los precios seguirán relativamente bajos y que eso se mantenga quizás hasta más allá de un año.

Lo cual creo que a Trump no le disgusta, pero no es lo ideal para la industria, que estaría más cómoda con precios un poquito más altos. Lo que esto implica es que básicamente las grandes multinacionales son más selectivas en cuanto a en qué destinos van a invertir. Y eso tiene que ver con nuevas exploraciones, como la de Uruguay.

—¿Cuál es su opinión de la búsqueda de crudo en Uruguay?

—En Uruguay están, desde la gestión anterior, lanzando licitaciones de exploración offshore. Es una buena apuesta de largo plazo.

Ahora, eso requiere inversiones de bastante significación, de un periodo de maduración largo y ahí va a depender de cómo avance la transición energética.

Si eso llega a tiempo, puede ser una muy buena noticia para Uruguay; pero podría ocurrir que si tarda, como es probable, 10 o 15 años en desarrollarse, a lo mejor ya la ventana de oportunidad no esté ahí. Va a depender mucho de las dinámicas del mercado energético en general.

De todas formas, me parece que Uruguay hace bien en buscar los recursos que aparentemente tiene, independientemente de sus enormes progresos en renovables. Es bueno mirarlo con una visión de portafolio; las peores decisiones en política energética se han tomado cuando se tiene una mirada unidireccional.

(*) Roberto Brandt es consultor internacional en energía, minería y estrategias corporativas, Senior Advisor de las consultoras MAP Latam y LLYC, y Non Resident Fellow del Center for Energy Studies (CES) del Baker Institute for Public Policy de Rice University (Houston, Estados Unidos). Ha sido CEO de MetroGAS (Argentina) y Gasoducto Cruz del Sur (Uruguay), y ha representado a la República Argentina ante el G20 y diversos organismos energéticos internacionales.