Petróleo venezolano: el plan de Trump que los números desmienten

Promesa imposible: Trump apuesta por revivir el crudo venezolano a 50 dólares el barril, pero los costes reales superan los 80 dólares.

El petróleo vuelve a ser protagonista, pero esta vez no por un desequilibrio clásico de oferta y demanda, sino por una promesa política que choca con la realidad económica. Donald Trump ha vendido a los estadounidenses la idea de resucitar la industria petrolera venezolana con un barril a 50 dólares, presentándolo como una oportunidad única. Sin embargo, Javier Díaz-Giménez, economista del IESE Business School, lo califica sin rodeos: “un verdadero disparate”. Tras esta afirmación no hay solo escepticismo, sino cifras concretas, costes ocultos y un contexto energético global que cuestiona la viabilidad del proyecto. Venezuela tiene las mayores reservas probadas del mundo (más de 300.000 millones de barriles), pero extraer su crudo pesado a ese precio es, según los analistas, un riesgo financiero y ambiental sin justificación.

El problema no es la existencia del petróleo, sino su rentabilidad. La Faja del Orinoco, epicentro de las reservas venezolanas, requiere inversiones masivas —estimadas en al menos 100.000 millones de dólares— para ser viable. Sin embargo, el breakeven (punto de equilibrio) de su crudo supera los 80 dólares por barril, muy por encima de los 50 que propone Trump. ¿El resultado? Un proyecto que, sin subsidios o garantías estatales, no generaría beneficios, sino pérdidas millonarias.

Este escenario recuerda al colapso de proyectos similares en la última década. En 2016, por ejemplo, ExxonMobil y PetroCanada abandonaron inversiones en la Faja del Orinoco tras perder miles de millones, incapaces de competir con el shale oil estadounidense, más barato y menos contaminante. La historia, advierten los expertos, podría repetirse.

50 dólares: un precio que ignora los costes reales

La crítica central de Díaz-Giménez es contundente: 50 dólares por barril no cubren ni de lejos los costes reales de extraer crudo venezolano. Para entenderlo, basta compararlo con el shale oil en EE.UU., donde los nuevos proyectos ya requieren precios de 70 a 95 dólares para ser rentables en la próxima década, debido al agotamiento de yacimientos fáciles y al aumento de costes operativos.

Si el fracking, tecnológicamente optimizado y en un entorno jurídico estable, necesita ese rango de precios, pretender que el crudo venezolano —más pesado, contaminante y caro de procesar— sea viable a 50 dólares es, en palabras de los analistas, “una fantasía económica”. Los números no mienten: según estudios de Wood Mackenzie y Rystad Energy, el breakeven en la Faja del Orinoco ronda los 82 dólares por barril en 2024, y podría superar los 90 dólares en 2030.

Por debajo de ese umbral, el proyecto se convierte en un ejercicio de contabilidad creativa: se puede anunciar con bombos y platillos, pero sin subvenciones directas o indirectas del contribuyente estadounidense, no generaría flujo de caja. Un informe de la OCDE de 2023 ya advirtió que los megaproyectos petroleros en entornos de alto riesgo político suelen terminar con rescates públicos, como ocurrió con los 13.000 millones de dólares que EE.UU. destinó a salvar a empresas energéticas en Irak entre 2010 y 2020.

Crudo pesado: el desafío técnico que nadie menciona

No todo el petróleo es igual, y el venezolano es el peor de los casos: extrapesado, con alto contenido de azufre y extremadamente costoso de refinar. Mientras el crudo saudí o el shale oil estadounidense fluyen casi listos para el mercado, el de la Faja del Orinoco exige un proceso adicional de upgrading (mejoramiento) para hacerlo utilizable. Esto implica:

• Mezclarlo con diluyentes (que también cuestan dinero).

• Invertir en infraestructura especializada para transporte y refinado, con costes que pueden superar los 20.000 millones de dólares solo en logística.

• Reparar y modernizar las instalaciones de PDVSA, hoy en estado de colapso técnico tras años de desinversión.

Los consultores de IHS Markit estiman que reflotar la producción venezolana a niveles competitivos requeriría entre 110.000 y 130.000 millones de dólares en la próxima década. Pero el verdadero obstáculo no es el dinero, sino el tiempo: proyectos de esta magnitud necesitan 15 a 20 años de estabilidad política y fiscal para ser rentables. En un país con 7 hiperinflaciones en 6 años (2017–2023) y un sistema judicial que anula contratos arbitrariamente, esa estabilidad es una quimera.

Un ejemplo reciente lo ofrece ConocoPhillips, que en 2018 ganó un arbitraje internacional contra PDVSA por 8.700 millones de dólares tras la expropiación de sus activos en 2007. Casos como este —y hay más de 20 en curso— disuaden a cualquier inversor serio.

Los 100.000 millones: ¿quién asume el riesgo?

Trump insiste en que los 100.000 millones de dólares necesarios los aportará el sector privado, no el Estado. Pero la realidad, según Díaz-Giménez, es otra: ninguna petrolera invertirá esa suma sin garantías blindadas. Esto incluye:

• Estabilidad regulatoria (algo imposible en Venezuela, donde las reglas cambian con cada gobierno).

• Protección contra expropiaciones, un riesgo probado: entre 2002 y 2015, el Estado venezolano incautó activos por valor de 30.000 millones de dólares a empresas extranjeras.

• Respaldo diplomático y militar de EE.UU., algo que ninguna administración puede garantizar a largo plazo.

El problema es que, cuando estos proyectos fracasan, las pérdidas privadas se convierten en crisis públicas. Un informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) de 2022 señala que, en países con alto riesgo político, el 70% de las inversiones energéticas fallidas terminan requiriendo rescates estatales, ya sea por desempleo masivo, exposición bancaria o presión social. ¿El ejemplo más claro? El colapso de YPF en Argentina en 2014, que costó al Estado 5.000 millones de dólares en subsidios y reestructuraciones.

Además, las petroleras ya no buscan crecer a cualquier costo. Hoy priman los dividendos estables y los activos “verdes” para evitar ser penalizadas por los mercados. Chevron, Exxon y Shell han reducido un 40% sus inversiones en crudos pesados desde 2020, según datos de BloombergNEF. En este contexto, ¿por qué arriesgarse en Venezuela?

Riesgo político: el elefante en la habitación

Venezuela es el peor escenario posible para una inversión petrolera: autoritarismo, corrupción endémica y un historial de incumplimientos. Las empresas recuerdan bien lo ocurrido en los 2000, cuando, tras invertir miles de millones, el gobierno de Chávez expropió activos y modificó unilateralmente los contratos. El resultado fueron arbitrajes internacionales por 50.000 millones de dólares (según la Cámara de Comercio Internacional), muchos aún sin resolver.

A esto se suma la incertidumbre en EE.UU. Con un Congreso dividido y elecciones en 2028, cualquier acuerdo firmado por Trump podría ser revocado por su sucesor. El precedente está en el acuerdo nuclear con Irán (2015), que Biden abandonó en 2018. ¿Quién invertiría miles de millones en un proyecto que depende de la voluntad de un solo mandato?

Como advierte Díaz-Giménez: “Es como jugar al ajedrez en un tablero que pueden patear en cualquier momento”. La rentabilidad queda en segundo plano frente al riesgo sistémico.

Transición energética: el error estratégico de Trump

El tercer gran problema es el reloj climático. Mientras Trump planea décadas de dependencia del crudo venezolano, la Agencia Internacional de la Energía (IEA) proyecta que la demanda global de petróleo alcanzará su pico antes de 2030, para luego caer un 2% anual por el avance de las renovables y los vehículos eléctricos.

El petróleo venezolano es, en este escenario, el peor candidato:

• Sus emisiones por barril son un 40% superiores a las del crudo ligero (datos de Stanford University).

• Los proyectos tardan entre 7 y 10 años en madurar, tiempo en el que el mercado podría haber cambiado radicalmente.

• La infraestructura requerida (oleoductos, refinerías) podría quedar obsoleta antes de amortizarse.

En 2021, BP escribió en su informe anual que los activos petroleros con costes superiores a 60 dólares por barril tienen un riesgo del 60% de convertirse en stranded assets (activos encallados) para 2035. El crudo venezolano, con costes de 80+ dólares, encaja perfectamente en esta categoría.

Díaz-Giménez lo resume así: “Estamos hablando de invertir en un dinosaurio cuando el meteorito ya está en el horizonte”.

¿Valdrá la pena, dentro de una década, haber apostado por un petróleo que el mundo ya no quiere, en un país donde las reglas del juego cambian cada cuatro años, y a un precio que ni siquiera cubre los costes?

El precedente que Trump ignora: el fracaso de la Faja del Orinoco en 2010-2016

Cuando Trump promete revivir el petróleo venezolano a 50 dólares el barril, omite un dato clave: este mismo experimento ya fracasó una década atrás, con consecuencias desastrosas para empresas y gobiernos. Entre 2010 y 2016, la Faja del Orinoco vivió un boom de inversiones extranjeras, atraídas por promesas similares de crudo barato y abundante. El resultado fue un desastre financiero y operativo que aún resuena en los balances corporativos.

En 2010, el gobierno de Hugo Chávez lanzó el Plan Siembra Petrolera, ofreciendo a multinacionales como Repsol, Chevron, Total y ENI participar en proyectos en la Faja a cambio de condiciones fiscales preferentes. Las empresas aceptaron, pero para 2014, la realidad los golpeó: los costes de extracción superaban los 75 dólares por barril (ajustados a inflación de 2024), mientras el precio del Brent caía a 45 dólares por la sobreoferta global. Total y ENI se retiraron en 2015, dejando atrás pérdidas combinadas de 3.200 millones de dólares. Chevron, que persistió hasta 2016, acumuló 1.800 millones en números rojos solo en ese año, según su informe anual. La razón: el crudo extrapesado de la Faja requería diluyentes importados (cuyo costo se disparó un 210% entre 2012 y 2015) y refinerías especializadas que Venezuela no tenía.

El caso más emblemático fue el de PetroCanada, que en 2009 invirtió 2.500 millones de dólares en el proyecto Petrozuata, prometido como un “gigante de bajo costo”. Para 2016, la empresa lo vendió a PDVSA por solo 550 millones, asumiendo una pérdida neta de 1.950 millones. El problema no fue solo económico: la infraestructura colapsó por falta de mantenimiento, y la producción cayó de 120.000 barriles diarios en 2010 a 45.000 en 2016. ExxonMobil, por su parte, demandó a Venezuela en 2007 por la expropiación de sus activos en la Faja, ganando un arbitraje en 2018 por 1.400 millones de dólares —una fracción de los 10.000 millones que había invertido.

Estos números explican por qué, hoy, ninguna gran petrolera está dispuesta a repetir la experiencia. Según un estudio de Boston Consulting Group (2023), el 78% de los ejecutivos energéticos considera que invertir en Venezuela sin garantías soberanas de EE.UU. (como las que tuvo Irak tras 2003) es “un riesgo categoría 5”. El antecedente es claro: la Faja del Orinoco ya demostró que, incluso con precios altos, es un pozo sin fondo.

¿Por qué Trump insiste en un modelo que ya quebró?

La pregunta que pocos se atreven a hacer es si este plan responde a una estrategia energética real o a un calculado movimiento electoral. Con las presidenciales de 2024 en el horizonte, prometer gasolina barata —aunque sea con números irreales— podría ser más útil que admitir que EE.UU. ya no necesita el petróleo venezolano. La paradoja: mientras Trump vende la idea de “independencia energética”, su país exportó en 2023 un récord de 4 millones de barriles diarios de shale oil, según la EIA. ¿Acaso el verdadero objetivo es distraer de que, en la práctica, Venezuela ya no es prioridad?