El mapa de la producción petrolera en América del Sur atraviesa la reconfiguración geopolítica y económica más profunda de las últimas tres décadas. La cuenca marina de Guyana, considerada hasta hace una década una frontera geológica de alto riesgo e incierta rentabilidad, ha alcanzado un hito histórico al superar oficialmente los 1.000 millones de barriles acumulados de crudo extraídos desde el inicio de sus operaciones comerciales a finales de 2019.

De acuerdo con el más reciente informe técnico elaborado por los consultores internacionales y exdirectivos de PDVSA, Juan Szabo y Luis Pacheco, la velocidad de ejecución en el Bloque Stabroek, liderada por la multinacional estadounidense ExxonMobil junto a sus socias Hess Corporation y CNOOC, mantiene una plataforma de extracción que ronda los 900.000 barriles diarios (bpd) de crudo liviano y mediano de alta calidad.

Este vertiginoso ritmo de expansión se encamina a un nuevo punto de inflexión. Con la puesta en marcha del quinto megaproyecto offshore, denominado Uaru, programada para finales de 2026, la capacidad instalada del país sudamericano alcanzará los 1.100.000 barriles por día.

Esta cifra situará temporalmente a Guyana en una condición de casi paridad técnica en volumen diario de bombeo con Venezuela, cuya producción nacional se ubica actualmente entre los 1.200.000 y 1.230.000 bpd, su nivel más alto registrado desde principios de 2019.

La competencia entre ambas naciones vecinas expone una paradoja estructural: mientras la industria guyanesa monetiza aceleradamente un yacimiento no desarrollado en aguas profundas, Venezuela lucha por consolidar su recuperación productiva apoyándose en la mayor base de reservas probadas de hidrocarburos del planeta.

Arquitectura Offshore y despliegue modular: el modelo de las unidades FPSO en Stabroek

La piedra angular del éxito operativo de Guyana radica en la estandarización y rápido despliegue de sus tecnologías de producción flotante en aguas ultraprofundas. A diferencia de los desarrollos convencionales en tierra que requieren complejas redes de ductos, estaciones de flujo y plantas de almacenamiento costeras, la estrategia de ExxonMobil en el Bloque Stabroek se ha basado en la incorporación secuencial de unidades flotantes de producción, almacenamiento y desparto (FPSO, por sus siglas en inglés):

• La flota operativa de primera generación: Las unidades Liza Destiny (capaz de procesar 120.000 bpd) y Liza Unity (220.000 bpd) sentaron las bases de la viabilidad comercial en el bloque, demostrando que las características del crudo de la cuenca (grados API entre 30° y 32° con bajo contenido de azufre) permiten un procesamiento ágil a bordo antes del trasvase directo a buques tanqueros.
• Consolidación con la clase masiva: La llegada de las FPSO Prosperity y ONE GUYANA elevó el techo operativo por encima de los 800.000 bpd, reduciendo los tiempos de iteración entre el descubrimiento del yacimiento en el lecho marino y la primera gota de petróleo (first oil) a plazos récord para la industria global.
• El horizonte Uaru (2026): Con una capacidad de diseño de 250.000 bpd adicionales, la unidad Uaru cerrará la fase inicial del desarrollo intensivo del bloque, permitiendo una inyección neta que llevará la producción a 1,1 millones de bpd.
• Proyectos de mediano plazo (Whiptail y Hammerhead): Entre 2027 y 2029, la entrada de estos proyectos de sexta y séptima generación asegurará la curva de producción frente a la declinación natural de los primeros pozos, mientras que la planificación de un octavo buque proyecta a Guyana alcanzando los 2.000.000 de barriles diarios hacia el año 2031.

El desafío venezolano: entre la abundancia de la Faja del Orinoco y el cuello de botella en infraestructura

El contraste entre la dinámica de ambas naciones no se explica por la presencia de recursos en el subsuelo, sino por la naturaleza química del hidrocarburo y la complejidad de la infraestructura requerida para su procesamiento comercial.

Mientras el crudo guyanés emerge de las profundidades marinas en condiciones óptimas para el refinado directo en los mercados de Estados Unidos, Europa y Asia, el corazón energético de Venezuela reside en los crudos extrapesados de la Faja Petrolífera del Orinoco:

• Naturaleza del recurso e insumos críticos: Extraer y movilizar crudo de 8° a 10° API requiere enormes volúmenes de diluyentes (nafta pesada o condensados importados) para reducir la viscosidad en las tuberías troncales, además de la operación continua de las plantas mejoradoras situadas en el Complejo Industrial José Antonio Anzoátegui.
• Costos de levantamiento y mejoramiento (Lifting & Upgrading Cost): Mientras una unidad FPSO en aguas profundas opera con costos de equilibrio (breakeven) que oscilan entre los $25 y $35 por barril, la cadena del crudo extrapesado en Venezuela enfrenta mayores costos asociados a la dilución, el mantenimiento de mejoradores, la coquefacción y la elevadísima demanda de vapor y energía eléctrica de base.
• Dependencia de la red eléctrica troncal: Proyectos clave en la Cuenca Oriental y el Norte de Monagas dependen críticamente de la estabilidad de nodos de transmisión eléctrica de alta tensión, como la Subestación El Furrial 400/230 kV. Apagones o fluctuaciones en la red nacional detienen los sistemas de elevación artificial (gas lift y bombas electrosumergibles), generando pérdidas inmediatas de bombeo en pozos maduros.
• Perspectiva de inversiones de capital (Capex): Para que Venezuela alcance la meta de los 2.000.000 de barriles diarios hacia finales de la década (entre 2028 y 2030), analistas e instituciones financieras estiman que el país requerirá inversiones superiores a los $10.000 millones anuales durante al menos una década, orientados a la perforación de nuevos pozos, rehabilitación de mejoradores y reestructuración del marco regulatorio y fiscal.

Análisis comparativo de las capacidades extractivas y estructurales

La brecha entre el modelo de inversión directa de alto rendimiento en aguas profundas de Guyana y el esquema de recuperación progresiva en campos maduros de Venezuela se refleja en sus principales métricas operativas:

Implicaciones macroeconómicas, gobernanza energética y el riesgo de la "Enfermedad Holandesa"

El rápido crecimiento de las exportaciones hidrocarburíferas plantea retos divergentes para la gestión fiscal y macroeconómica de ambos Gobiernos:

• El desafío del Natural Resource Fund en Guyana: Con una población de apenas 800.000 habitantes, la llegada torrencial de petrodólares amenaza con sobrecalentar la economía local, apreciar el tipo de cambio y desplazar a los sectores agrícolas y de servicios. La administración en Georgetown busca canalizar las regalías e impuestos corporativos a través de su Fondo de Recursos Naturales (NRF) para financiar infraestructura vial, puertos de aguas profundas y la diversificación de su matriz energética mediante proyectos de transformación de gas a electricidad (Gas-to-Energy).
• El imperativo de la certidumbre jurídica en Venezuela: Con una economía que busca diversificar sus fuentes de divisas e incrementar el flujo de caja fiscal para el presupuesto nacional, la atracción del capital privado occidental —en un entorno regulatorio competitivo— resulta el único camino para desbloquear el inmenso potencial de las reservas venezolanas. La resolución de disputas de arbitraje pendientes y el establecimiento de licencias de larga duración bajo la vigilancia de órganos como la OFAC continúan siendo factores determinantes para el compromiso de las grandes firmas multilaterales.

El hito de los 1.000 millones de barriles alcanzado por Guyana consolida a la cuenca del Atlántico Sur como el epicentro de la expansión petrolera del hemisferio occidental.

Aunque en el terreno geológico la asimetría de reservas favorece abrumadoramente a Venezuela —con más de 300.000 millones de barriles frente a los 11.000 millones de su vecino—, el modelo operativo modular mediante buques FPSO le ha permitido a ExxonMobil convertir a Guyana en una potencia extractiva de 1,1 millones de bpd a corto plazo.

A medida que ambas naciones convergen hacia la meta de los 2 millones de barriles diarios para finales de la década, el factor determinante no será la abundancia del recurso en el subsuelo, sino la capacidad técnica, la seguridad jurídica y la eficiencia de costos para transformar esas reservas en barriles exportados con éxito al mercado global.

Fuentes

• Reporte especial Análisis Petrolero de los consultores internacionales Juan Szabo y Luis Pacheco (Caracas / Houston, octubre de 2026).