Siete meses para cerrar Trinidad y perforar en 2027: Exxon acelera
Carlos Ramírez · Materias Primas ·
ExxonMobil negoció el acceso al bloque ultra-deepwater de Trinidad y Tobago en la mitad del tiempo que suele tardar. Las imágenes sísmicas llegan en diciembre y el primer pozo en 2027.
ExxonMobil cerró en siete meses el acuerdo de producción compartida con Trinidad y Tobago para explorar el bloque ultra-deepwater TTUD-1, aproximadamente la mitad del tiempo que normalmente toma este tipo de negociaciones. La petrolera espera recibir las imágenes sísmicas procesadas antes de que termine 2026 y perforar el primer pozo exploratorio a finales de 2027 o inicios de 2028, según declaró John Ardill, vicepresidente de exploración global de la compañía, en la conferencia ROG.e energy de Río de Janeiro el 21 de septiembre.
El bloque está al norte del prolífico Stabroek de Guyana, donde Exxon confirmó más de 11.000 millones de barriles recuperables desde 2015 y transformó al país sudamericano en la tercera economía productora de petróleo de la región en menos de una década. Trinidad y Tobago, por el contrario, vive un declive desde que su producción alcanzó máximos a finales de los años setenta. Un hallazgo comercial revertiría décadas de caída.
El bloque y los socios
El TTUD-1 cubre aproximadamente 7.765 km² en la costa este de Trinidad, con profundidades superiores a los 2.000 metros. Exxon firmó el <abbr title="Contrato de producción compartida entre el gobierno y la operadora privada">PSC</abbr> en agosto de 2025. En junio de 2026, Occidental Petroleum adquirió un 10% del bloque; Exxon mantiene el 90% y opera.
La compañía asignó el contrato de adquisición sísmica 3D a Shearwater Geoservices, que cubrió ~6.000 km² en profundidades de entre 2.000 y 3.000 metros. Ardill confirmó que las imágenes procesadas estarán listas antes de fin de año, permitiendo identificar el sitio de perforación en los primeros meses de 2027.
Comparación con Guyana
- Tiempo de negociación: siete meses en Trinidad vs. aproximadamente catorce meses (o más) en fases tempranas de Guyana.
- Capacidad actual de Guyana: 900.000 <abbr title="Barriles por día">bpd</abbr> tras el arranque de Yellowtail (cuarto desarrollo); Exxon apunta a 1,7 millones de bpd para 2030.
- Reservas confirmadas en Guyana: más de 11.000 millones de barriles recuperables en el bloque Stabroek desde 2015.
El vicepresidente de exploración subrayó que la velocidad de ejecución en Trinidad es notablemente mayor que en el inicio de Guyana, beneficiándose de lecciones operativas y de la cercanía geológica entre ambos bloques. Si el primer pozo arroja resultados comerciales, Trinidad podría sumar oferta significativa al Caribe en la próxima década, aunque las proyecciones de volúmenes dependen de datos que Exxon aún no tiene.
Qué implica para la oferta regional
Una nueva fuente caribeña de petróleo en 2028-2029 añade un elemento más a la ecuación de oferta global. El crudo de referencia europeo cotizaba el martes 6 de octubre a $100,92 (+0,72%), mientras el WTI subía un 0,62% a $88,83.
Exxon también elevó su meta de gas natural licuado de 40 a 50 millones de toneladas anuales para 2030, apostando por demanda asiática pese a proyecciones de sobreoferta desde 2027. La compañía diversifica su portafolio caribeño mientras mantiene conversaciones exploratorias sobre un posible retorno a Venezuela, aunque sin confirmación oficial de inversión.
En la sesión del martes 6 de octubre, las acciones de ExxonMobil cerraron a $164,05 (-0,26%), con una capitalización de $674.560 millones. El último dividendo trimestral fue de $1,03 por acción. El rango de 52 semanas va de $110,39 a $176,41, dejando el precio actual un 7% por debajo del máximo anual.