El presidente de Guyana, Mohamed Irfaan Ali, afirmó que el país tiene actualmente derecho a aproximadamente 39,8% de la producción petrolera del bloque offshore Stabroek, el gigantesco desarrollo marítimo operado por ExxonMobil que transformó a la nación sudamericana en uno de los productores de crudo de mayor crecimiento mundial.
El porcentaje representa un incremento considerable frente a la participación efectiva que recibía Guyana durante los primeros años de producción. Sin embargo, el cambio no deriva de una renegociación reciente ni de un nuevo convenio con ExxonMobil.
Ali explicó que el aumento responde al mecanismo de recuperación de costos establecido en el contrato de producción compartida de 2016. El consorcio petrolero ha recuperado las inversiones iniciales realizadas para explorar y desarrollar los campos, por lo que una parte menor de los barriles debe utilizarse ahora para cubrir esos desembolsos.
Como resultado, una proporción mayor de la producción se clasifica como “petróleo de beneficio” y se divide en partes iguales entre Guyana y las empresas.
ExxonMobil no opera sola en Guyana
ExxonMobil es la operadora del bloque Stabroek y posee una participación de 45%, pero no es la única empresa involucrada.
El consorcio está compuesto por:
- ExxonMobil, con 45%.
- Chevron, con 30%, después de adquirir Hess Corporation.
- La petrolera estatal china CNOOC, con 25%.
ExxonMobil dirige las actividades técnicas y operativas, mientras que sus socios financian su parte de las inversiones y reciben producción de acuerdo con sus respectivas participaciones.
Stabroek es actualmente el único bloque con producción comercial de petróleo en Guyana. Por eso suele describirse a ExxonMobil como la única operadora productora del país, aunque el negocio pertenece a un consorcio internacional.
El bloque contiene alrededor de 11.600 millones de barriles equivalentes de petróleo descubiertos y se ha convertido en uno de los activos de crecimiento más importantes de la industria petrolera mundial.
Cómo funciona el reparto del petróleo
El contrato de Stabroek establece tres componentes principales: regalías, recuperación de costos y reparto del petróleo de beneficio.
En primer lugar, Guyana recibe una regalía de 2% sobre el petróleo producido y comercializado.
Después de la regalía, el contrato permite que hasta 75% de la producción de cada período se destine a recuperar costos autorizados de exploración, desarrollo y operación. Esto no significa que las empresas obtengan automáticamente ese porcentaje como ganancia.
El petróleo asignado a esa categoría sirve para compensar inversiones como plataformas flotantes, pozos submarinos, tuberías, estudios sísmicos y gastos operativos.
La producción restante se considera petróleo de beneficio o profit oil. Ese volumen se distribuye en partes iguales:
- 50% para Guyana.
- 50% para ExxonMobil, Chevron y CNOOC.
Durante los primeros años, cuando existían miles de millones de dólares pendientes de recuperación, podía utilizarse el máximo de 75% para cubrir costos. En ese escenario, solo quedaba 25% como petróleo de beneficio.
Guyana recibía la mitad de ese 25%, equivalente a 12,5% de la producción, además de la regalía de 2%. Su participación inicial efectiva se situaba así cerca de 14,5% del valor bruto, antes de considerar otros elementos fiscales.
Por qué la participación subió al 39,8%
ExxonMobil y sus socios informaron que recuperaron aproximadamente US$55.000 millones en inversiones y costos operativos relacionados con los desarrollos guyaneses, antes de lo previsto originalmente.
La rápida recuperación estuvo favorecida por el crecimiento de la producción, el desempeño de las instalaciones, los costos competitivos de los proyectos y los precios internacionales del petróleo.
Al reducirse el saldo de costos pendientes, ya no es necesario dedicar el máximo de 75% de la producción a su recuperación. Más barriles pasan entonces a la categoría de petróleo de beneficio y son repartidos por igual con el Estado.
El porcentaje de 39,8% comunicado por Ali describe la participación actual de Guyana bajo esas condiciones. No es necesariamente una proporción fija para todos los años futuros.
La participación puede variar según:
- Las nuevas inversiones aprobadas.
- Los costos operativos.
- La entrada en producción de otros desarrollos.
- El precio del crudo.
- Los gastos que sean aceptados después de las auditorías.
- La cantidad de costos trasladados desde períodos anteriores.
Los proyectos nuevos generan costos recuperables adicionales. Por tanto, aunque el peso del Estado ha aumentado, podría fluctuar a medida que el consorcio construya más instalaciones.
Más producción y una mayor porción para el Estado
El aumento de la participación coincide con una expansión acelerada del volumen petrolero.
Guyana produce actualmente alrededor de 900.000 a 920.000 barriles diarios mediante cuatro unidades flotantes de producción, almacenamiento y descarga, conocidas como FPSO.
El quinto desarrollo, Uaru, utilizará el FPSO Errea Wittu, construido por la japonesa MODEC. La embarcación está diseñada para producir aproximadamente 250.000 barriles diarios y almacenar cerca de dos millones de barriles.
Uaru representa una inversión estimada en US$12.700 millones y comprende los recursos Uaru, Mako y Snoek. ExxonMobil prevé iniciar la producción durante el cuarto trimestre de 2026, después de completar la instalación, conexión de pozos y pruebas del buque.
Su puesta en marcha podría elevar la producción de Guyana por encima del millón de barriles diarios.
El efecto fiscal puede ser especialmente significativo: el país recibiría una proporción mayor de una producción total que también está creciendo.
El porcentaje no equivale íntegramente a ingresos libres
El derecho a 39,8% de la producción no significa que todo ese volumen pueda gastarse directamente.
Guyana comercializa cargamentos de crudo y deposita los ingresos correspondientes en el Fondo de Recursos Naturales, creado para administrar la riqueza petrolera. Las transferencias hacia el presupuesto nacional están sujetas a reglas legales y aprobación parlamentaria.
También es necesario distinguir entre producción física, ingresos brutos e ingresos fiscales netos. El valor final depende del precio de venta, los descuentos comerciales, el transporte y la asignación de cargamentos.
Además, la administración debe auditar los costos reclamados por el consorcio. Si se aprueban gastos que no corresponden o se demoran las revisiones, la cantidad de petróleo clasificada para recuperación de costos podría ser mayor de lo justificable y reducir temporalmente la participación del Estado.
Un contrato cuestionado, pero sin renegociación
El acuerdo de Stabroek ha sido objeto de críticas dentro de Guyana por su regalía de 2%, el límite de recuperación de costos de 75% y determinadas disposiciones fiscales favorables al consorcio.
El Gobierno ha defendido que alterar unilateralmente el contrato podría afectar la seguridad jurídica y la inversión. En cambio, ha adoptado condiciones más exigentes para futuras licencias petroleras, que no necesariamente se aplican a Stabroek.
La subida al 39,8% muestra que la participación estatal puede crecer bajo el contrato existente a medida que disminuyen los costos pendientes. No resuelve, sin embargo, el debate sobre si las condiciones originales otorgaron una participación suficientemente favorable a Guyana.
El desafío para el país será convertir el incremento de los ingresos en infraestructura, educación, servicios públicos y actividades económicas capaces de sostenerse cuando la producción petrolera comience a declinar.
Aclaración editorial: el 39,8% corresponde a la participación actual estimada de Guyana en la producción del conjunto del bloque Stabroek. No surge de un nuevo convenio con ExxonMobil ni se limita a un único proyecto marítimo.
Fuentes: Gobierno de Guyana: contrato petrolero del bloque Stabroek, explicación de la participación de 39,8% y la recuperación de costos, datos del proyecto Uaru y el FPSO Errea Wittu, ExxonMobil: operaciones y desarrollos en Guyana.
