Los analistas no confían en el plan de Trump para el petróleo de Venezuela: "Riesgo estructural de largo plazo"

Aun con esas enormes reservas, Venezuela ha estado produciendo menos del 1% del suministro mundial de crudo. La corrupción y mala gestión del régimen, así como las sanciones económicas estadounidenses, han provocado que la producción disminuyera de los 3,5 millones de barriles diarios bombeados en 1999 a los niveles actuales, que no consiguen llegar al millón de barriles.

Pero Donald Trump ha prometido cambiar eso. "Vamos a hacer que nuestras grandes compañías petroleras estadounidenses, las más grandes del mundo, intervengan, inviertan miles de millones de dólares, reparen la infraestructura petrolera, que está gravemente dañada, y empiecen a generar ganancias para el país", afirmó el presidente estadounidense desde su mansión de Mar-a-Lago (Florida). Durante la semana del 26 de diciembre, EEUU produjo alrededor de 13,8 millones de barriles diarios de crudo.

Chevron es la única gran petrolera estadounidense que opera en Venezuela. La compañía exportó cerca de 140.000 barriles por día en el cuarto trimestre de 2025, según datos de la consultora energética Kpler. "Vamos a hacer que el petróleo fluya como debería. Venderemos grandes cantidades de petróleo a otros países; muchos lo están usando ahora, pero diría que muchos más vendrán", recalcó Trump.

Si bien un gran número de analistas creen que la intervención e Estados Unidos será positiva para las petroleras —especialmente, cómo no, para las estadounidenses— y para el crudo, RBC Capital Markets y otros expertos muestran más reservas al respecto, con la firma canadiense hablando de un "riesgo estructural de largo plazo" para los mercados petrolíferos.

LOS PROBLEMAS QUE VEN

La mayoría del crudo que yace en el país es pesado —muy denso y con un alto contenido en azufre—, ideal para convertirlo en asfalto o diésel, pero muy complicado de transportar y requiere maquinaria especializada para su refino.

Esto es de interés para Estados Unidos, ya que su petróleo ligero no puede reemplazar fácilmente al pesado, muy limitado en los mercados internacionales por las sanciones al crudo venezolano y al ruso. Hace años, las refinerías estadounidenses en la Costa del Golfo estaban optimizadas para procesar este tipo de crudo pesado cuando la producción de EEUU caía y el crudo venezolano y mexicano era abundante. Por eso, las refinerías querrían tener más acceso al crudo venezolano, ya que les permitiría operar de manera más eficiente y suele ser un poco más barato.

No obstante, la firma canadiense cree que una cosa es decir que el petróleo "volverá a fluir" y otra que el petróleo "fluya". Y es que para que la industria petrolífera de Venezuela vuelva a bombear crudo a niveles de finales del pasado siglo, se requieren "cientos de miles de millones de dólares de inversión".

Así lo indica Kathleen Brooks, directora de investigación de XTB, quien destaca que las inversiones necesarias incluyen "modernizar infraestructuras antiguas y deterioradas, perforar nuevos pozos y construir más refinerías para procesar el crudo pesado venezolano". "Optimizar un país tan rico en recursos para generar los ingresos necesarios para su recuperación podría llevar hasta 2030 o más, según algunos analistas", añade.

Javier Rivas, profesor de EAE Business School, señala a la agencia EFE que en 2023 el coste para poner la industria al día podría requerir una inversión de 250.000 millones de dólares. Así, se abren dos escenarios: o se repara la estructura del país, o se lleva en buques especializados a Florida (EEUU), una opción que no sería positiva para la economía venezolana.

Asimismo, las compañías podrían tener dudas en si el Gobierno venezolano —puede que un chavismo tutelado o dócil— puede ser de confianza. En 2007, el entonces presidente Hugo Chávez nacionalizó gran parte de la producción petrolera y obligó a grandes compañías como ExxonMobil y ConocoPhillips a salir del país.

"El problema no es solo que la infraestructura esté en mal estado, sino principalmente cómo lograr que las compañías extranjeras comiencen a invertir antes de tener una perspectiva clara sobre la estabilidad política, la situación de los contratos y demás", señala Francisco Monaldi, director del programa de energía latinoamericana en la Universidad de Rice, a Fortune.

En último lugar, hay una cuestión no menos importante que también aparece en el horizonte: las complejidades legales de tomar control sobre los recursos de Venezuela. Según Andy Lipow, presidente de Lipow Oil Associates, la respuesta podría parecer sencilla: la petrolera estatal PDVSA, ya que controla de forma mayoritaria la producción y las reservas. Pero no lo es.

"Dado que no está claro en este momento quién está a cargo en Venezuela, podríamos ver que las exportaciones se detengan por completo, ya que los compradores no saben a quién enviar el dinero", reconoce Lipow a CNBC.

Pero eso no es todo. Helima Croft, directora de estrategia global de materias primas de RBC Capital Markets, cree que todos estos cálculos son inservibles si no se garaniza una cosa: un "entorno de seguridad estable". "Todas las apuestas quedan fuera en un escenario de cambio de poder caótico como el que ocurrió en Libia o Irak", subraya.

LA OPEP Y LOS PRECIOS

Por otro lado, está el factor OPEP. Y es que, como miembro y fundador del cártel petrolero, Venezuela tendrá que coordinar cualquier aumento de producción con la política del grupo en un momento ya de por sí complicado para el crudo, cuyos precios no suben pese a los continuos recortes de producción. "El mercado petrolero actualmente tiende al exceso de oferta", señala Bob McNally, de Rapidan Energy Group.

Por su parte, RBC reconoce que, si bien es probable que en el corto plazo fluya más crudo venezolano, la posible duración del incremento de la producción petrolera y la proporción final entre barriles mejorados y no mejorados son "preguntas abiertas".

Estas dinámicas, indica la firma canadiense, "importan", ya que dado que aproximadamente el 45% (2,2 millones de barriles diarios, o bbl/d) de la producción de Canadá occidental en 2024 —de 4,9 millones bbl/d— consistió en betún, mientras que el 25% (1,2 millones bbl/d) fue crudo sintético mejorado.

"El posible aumento de congestión de crudo pesado en la Costa del Golfo de EEUU (PADD 3) beneficiará a los refinadores, pero entendemos por nuestras conversaciones que este mercado ya está parcialmente equilibrado mediante reexportaciones de bitumen diluido. A nuestro juicio, las exportaciones canadienses seguirán dominando el Medio Continente estadounidense (PADD 2) y las Rocosas (PADD IV), y probablemente tendrán una presencia más fuerte de lo esperado en la Costa Oeste (PADD 5), con Asia (China) como mercado de absorción", detallan estos analistas.

Eso, explican, tendrá consecuencias en los precios. Para ello, habrá que fijarse en el diferencial entre el barril canadiense WCS, pesado y agrio, y el barril estadounidense WTI, ligero y dulce.

Este diferencial, señala la firma canadiense, refleja "tanto el componente geográfico (capacidad de salida por oleoductos de exportación) como el diferencial entre crudos livianos y pesados (influenciado por la política de la OPEP+)" y es clave porque determina cuánto ganan los productores de crudo pesado canadiense, influye en la competitividad del crudo en el mercado global, y puede afectar decisiones de inversión y logística.

Según RBC, la expansión del Oleoducto Trans Mountain (590.000 bbl/d) ha reducido en un 27% los diferenciales promedio WCS-WTI, con menor volatilidad respecto a los 16 meses previos, desde su puesta en marcha en mayo de 2024. Esto, añade RBC, "ha comprimido los diferenciales geográficos" del WCS "desde dígitos dobles hasta un rango medio-alto de un solo dígito".

"El proxy Brent–Maya (venezolano) que usamos para medir los diferenciales entre livianos y pesados podría ampliarse más allá de su promedio de cinco años (10,25 dólares) si la producción venezolana aumenta sustancialmente, y este componente es menos controlable. Como sensibilidad, un ensanchamiento de un dólar en el diferencial liviano-pesado en nuestra proyección WCS-WTI para 2026 de 12,49 dólares, ampliándolo en un 8%", sentencian estos expertos.