Los cambios políticos que se avecinan en Venezuela luego de la operación militar estadounidense que removió a Nicolás Maduro del poder prometen alterar el mapa del comercio del petróleo en el continente americano. Para las petroleras en Vaca Muerta, la atención estará puesta en la atracción de capital norteamericano en Venezuela y en los plazos de ingreso de nueva producción venezolana.
Por fuera de la Argentina, Guyana se perfila como el país inmediatamente más beneficiado por la intervención estadounidense, al diluir el riesgo de un conflicto militar con Venezuela por la disputa territorial entre los dos países en torno al Esequibo. En cambio, las productoras en Canadá verían esfumada la posibilidad de exportar más crudo pesado a las refinerías estadounidenses en el Golfo de México.
Crudo Medanito y crudo Merey no compiten en EE.UU.
La producción venezolana no compite particularmente con el crudo argentino por el acceso al mercado estadounidense. Las refinerías sobre el Golfo de México operan principalmente con crudos pesados, mientras que los volúmenes argentinos de crudo Medanito exportados a los EE.UU. tienen como destino principal la costa oeste del país.
El Senior Business Development Manager de Argus, Nazareno Ferrero, consideró que el impacto sobre Vaca Muerta de un eventual incremento de producción en Venezuela sería marginal.
«Vaca Muerta produce crudo liviano con contenido medio de azufre, muy distinto al Merey venezolano, que es pesado y con alto contenido de azufre», dijo Ferrero ante una consulta de EconoJournal.
En materia de precios, una mayor oferta venezolana competiría con otros crudos sudamericanos pesados. «Si se observa algún movimiento en los precios, será en forma de descuentos para los crudos pesados, como los ecuatorianos Napo y Oriente, los colombianos Vasconia y Castilla, y el brasileño Peregrin, frente a los grados medios y livianos, como WTI, Brent o Medanito«, apuntó el representante de Argus.
Potencial competencia con Vaca Muerta por las inversiones
En todo caso, el principal riesgo para Vaca Muerta podría ocurrir por el lado de un renovado interés inversor estadounidense en Venezuela que vaya en detrimento de la inversión en la Argentina, aunque las inversiones necesarias para maximizar la producción venezolana serían muy elevadas en un contexto de precios con tendencia a la baja.
Venezuela supo alcanzar picos de producción de 3,5 millones de barriles diarios. Pero la producción actual quedó reducida a un tercio o menos del máximo histórico.
La consultora Rystad Energy evaluó que las inversiones necesarias para volver a producir 3 millones de bpd hacia el 2040 ascienden a US$ 183.000 millones, de los cuales 102.000 millones serían para upstream y 81.000 millones en infraestructura.
Chevron es la única petrolera norteamericana que sigue produciendo en Venezuela. El CEO de la empresa, Mike Wirth, marcó en noviembre un interés latente de aumentar las inversiones. «Los vaivenes que se observan en lugares como Venezuela son desafiantes, pero nosotros jugamos a largo plazo«, dijo Wirth.
En cambio, el CEO de ExxonMobil, Darren Woods, en ese mismo mes se había mostrado más cauteloso sobre la idea de regresar al país. «Venezuela nos ha expropiado dos veces», declaró Woods.
ConocoPhillips y ExxonMobil cesaron sus operaciones en Venezuela y tienen sentencias favorables contra el Estado por la «nacionalización» de proyectos petroleros bajo el chavismo. El monto conjunto de los reclamos a favor de estas compañías asciende a unos US$ 10.000 millones.
La administración del presidente Donald Trump informó este lunes que mantuvieron conversaciones sobre Venezuela con múltiples petroleras. «Todas nuestras compañías petroleras están listas y deseosas de realizar grandes inversiones en Venezuela que reconstruirán su infraestructura petrolera«, dijo una vocera de la Casa Blanca. Sin embargo, hasta el momento ninguna petrolera estadounidense se pronunció tras el llamado de Trump a invertir en el país sudamericano.
Venezuela: producción y exportación de petróleo
Kpler, una firma de seguimiento comercial, indica que la producción promedió unos 900.000 bpd durante el 2025, con la excepción de una baja drástica en noviembre y diciembre por problemas de servicio en el complejo petroquímico de Jose.
En cambio, el ex gerente corporativo de PDVSA y experto en upstream, Einstein Millan Arcía, considera que Venezuela cerró el 2025 con una cifra de producción de 1,2 millones de bpd si se computan los barriles utilizados en la dilución del crudo pesado y una producción no declarada a la OPEP de entre 60 y 70.000 barriles de condensado.
El país exportó un promedio de 750.000 bpd en 2025 según Kpler. De estas exportaciones, las refinerías independientes en China absorbieron en promedio unos 430.000 bpd en 2025 según Argus.
EE.UU. fue el segundo destino de las exportaciones venezolanas, con Chevron exportando unos 200.000 bpd durante el año pasado, aunque en diciembre las redujo a 120.000 bpd debido a los problemas en el complejo petroquímico.
El rol del crudo canadiense
Un incremento en la producción y exportación de petróleo venezolano a los EE.UU. podría desplazar a las importaciones del resto de los crudos pesados que se producen en el continente americano. Para los productores de crudo bituminoso en Canadá podría significar un golpe a la expectativa siempre latente de suplir con mayores volúmenes a las refinerías en el Golfo de México.
Canadá en los últimos diez años se transformó en una importante fuente de suministro de petróleo para los EE.UU, representando el 60% de las importaciones en 2023, en comparación con un 33% en 2013. Los volumenes importados se ubican en el orden de 4 millones de bpd. Las refinerías en los estados del Medio Oeste de EE.UU. son las principales consumidoras del crudo canadiense.
Las productoras también tienen la capacidad de transportar hasta 700.000 bpd desde la provincia canadiense de Alberta y con dirección a las refinerías en Texas a través del oleoducto Keystone. Un segundo proyecto cancelado, el oleoducto Keystone XL, hubiera podido incrementar esa capacidad de transporte al Golfo de México hasta 830.000 bpd.
Sin embargo, al crudo canadiense le costaría competir contra la llegada de mayores volúmenes de crudo Merey a las refinerías del golfo, cuyo costo de extracción es más bajo. «Están temerosos de perder mercado porque saben de la desventaja de su crudo pesado, que en realidad es un bitumen, es una pasta que no fluye. Lo excavan, llevan a un mejorador, lo mezclan y ahí sí fluye. En cambio en el petróleo de la faja del Orinoco se perfora a un kilómetro de profundidad y en el 80% de los casos fluye naturalmente a condiciones iniciales», explicó Millan Arcía.
