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ExxonMobil incluyó a Guyana entre los motores de la mejora de su negocio de exploración y producción (upstream) en lo que va de 2026, pero también la citó entre los factores que redujeron esas ganancias en el tercer trimestre. La doble referencia aparece en los resultados publicados el 30 de octubre, que confirman el peso del país en la petrolera sin revelar cuánto produjo allí entre julio y septiembre.
Entre enero y septiembre, las ganancias upstream ajustadas subieron 30 %, de 17.511 a 22.762 millones de dólares. La compañía lo atribuyó a precios más altos y al crecimiento de volúmenes en Guyana, la cuenca Pérmica de Estados Unidos y la planta de gas natural licuado Golden Pass. Lo compensaron en parte la afectación de volúmenes en Medio Oriente y mayores gastos contables que no implican salida de efectivo.
El balance trimestral fue menos favorable. Frente al segundo trimestre, la ganancia upstream ajustada cayó 20,5%, de 9.189 a 7.308 millones de dólares, por menores precios y por un impacto acelerado de “entitlement” en Guyana. El término alude a la porción de crudo que corresponde a la empresa según el contrato; el comunicado no cuantifica ese efecto. La producción total bajó levemente, de 4.514 a 4.496 millones de barriles equivalentes diarios, medida que suma petróleo y gas.
¿Cuánto pesa Guyana?
El comunicado no da una cifra trimestral. Sí destaca que Guyana alcanzó 1.000 millones de barriles de producción acumulada. En la conferencia con inversionistas, Exxon señaló que el hito llegó 11 años después del descubrimiento y que ningún otro gran desarrollo costa afuera lo logró tan rápido. También afirmó que, sin contar a Medio Oriente, la producción creció interanualmente gracias a Guyana y al Pérmico.
Las referencias oficiales disponibles son las del bloque en su conjunto, no las de la participación de Exxon. En agosto, el presidente guyanés situó la producción de sus cuatro buques flotantes de producción y almacenamiento (FPSO) entre 900.000 y 920.000 barriles diarios. Exxon opera el bloque Stabroek y posee 45% de él, pero lo que le corresponde depende del reparto contractual, justo el factor que señaló este trimestre.
El calendario de Stabroek
El próximo paso es Uaru, el quinto desarrollo, que Exxon espera poner en marcha en el cuarto trimestre. Su FPSO, Errea Wittu, llegó a Guyana el 21 de agosto y tiene capacidad para unos 250.000 barriles diarios. El proyecto, de 12.700 millones de dólares, llevaría la producción del país por encima del millón de barriles diarios, según el ministro de Recursos Naturales, Vickram Bharrat.
Después vendrían Whiptail, también de unos 250.000 barriles diarios, previsto para 2027, y Hammerhead, de unos 150.000, en 2029. Exxon promueve además Longtail, su primer proyecto de gas y condensado (líquido ligero asociado al gas) en el bloque, proyectado para 2030. Haimara se evalúa como base de un noveno desarrollo.
La arista venezolana
El crecimiento ocurre frente a una región que Venezuela reclama. Stabroek se ubica costa afuera del Esequibo, territorio de unos 160.000 kilómetros cuadrados administrado por Guyana y objeto de un proceso ante la Corte Internacional de Justicia. El presidente guyanés, Irfaan Ali, ha dicho que espera la sentencia en enero de 2027. Caracas, que no reconoce la jurisdicción del tribunal, reiteró en septiembre que no acatará ninguna decisión, mientras la presidenta encargada, Delcy Rodríguez, llamó a negociar conforme al Acuerdo de Ginebra.
La brecha productiva también se estrecha. Venezuela promedió cerca de 1,16 millones de barriles diarios en julio, según el medio especializado OilNOW, que atribuye a Petróleos de Venezuela una posible meta de 1,37 millones a finales de 2026. Con Uaru, Guyana se acercaría a ese rango.
Quedan dos incógnitas: cuánto crudo aportó realmente Guyana a las cuentas de Exxon y si Uaru arrancará antes de que termine el año, a pocas semanas de la decisión esperada en La Haya.
