Tras vender sus activos en Argentina, la petrolera estadounidense retorna a Trinidad y Tobago con un bloque en aguas ultraprofundas. Si encuentra hidrocarburos, podría invertir hasta USD 21 700 millones, buscando replicar en el Caribe el éxito alcanzado en Guyana.
ExxonMobil formalizó su salida de Vaca Muerta con la venta de sus operaciones a Pluspetrol, una transacción valuada en torno a los USD 1 700 millones. Con ello, cerró un capítulo en la Argentina y liberó recursos para redirigir capital hacia escenarios de exploración de frontera. La compañía estadounidense decidió mirar hacia el Caribe, donde identificó condiciones geológicas y políticas propicias para iniciar una nueva etapa.
El movimiento no es menor: implica un viraje estratégico desde el shale neuquino hacia la exploración offshore en aguas ultraprofundas, un ámbito donde Exxon ya demostró liderazgo en Guyana. El nuevo eje es el bloque Ultra Deep 1 (UD1), ubicado en aguas que van de 2 000 a 3 000 metros de profundidad, al este de Trinidad y Tobago. Se trata de un área gigantesca, que incluso supera en extensión la superficie terrestre de la propia isla.
El contrato, firmado a principios de agosto de 2025, incluye un bono de entrada, la obligación de estudios sísmicos 3D valuados en USD 42 millones y la perforación de hasta dos pozos exploratorios. El esquema se selló bajo un acuerdo de producción compartida (PSC, por sus siglas en inglés) que contempla regalías, recuperación de costos y reparto de utilidades en caso de éxito.
El ministro de Energía, Roodal Moonilal, aseguró que la potencial inversión total podría escalar hasta los USD 21 700 millones, dependiendo de la magnitud de los descubrimientos. Se trata de una apuesta de alto riesgo, pues UD1 es territorio inexplorado. No existen garantías de éxito y la perforación en ultraprofundidad conlleva desafíos técnicos y costos multimillonarios. Sin embargo, el antecedente de Guyana funciona como faro: allí, en menos de una década, ExxonMobil y sus socios identificaron más de 11 000 millones de barriles de crudo recuperables, con una producción actual de 650 000 barriles diarios y una proyección de 1,7 millones b/d para 2030. Replicar ese modelo en Trinidad y Tobago es la ambición. La diferencia es que, a diferencia de Guyana que partía de cero, Trinidad ya cuenta con infraestructura de peso: es el principal productor de gas natural del Caribe, tiene una industria de GNL consolidada con Atlantic LNG, puertos de envergadura y experiencia exportadora. Su economía, altamente dependiente de los hidrocarburos, encuentra en este acuerdo una bocanada de oxígeno. Desde 2014, la producción de gas viene cayendo y puso en jaque a industrias petroquímicas y fertilizadoras, pilares de las exportaciones.
Con Exxon a bordo, el país espera recuperar músculo energético. El contexto geopolítico también juega. La cancelación de un proyecto de gas compartido con Venezuela por sanciones estadounidenses empujó a Trinidad a reforzar su autonomía. Con Exxon, suma un socio fuerte, evita la dependencia del conflictivo vecino y se inserta con fuerza en el mapa petrolero caribeño. Desde el gobierno, la primera ministra Kamla Persad prometió revisar la carga fiscal para mantener atractivo el clima de negocios: “La inversión va donde es bienvenida y se queda donde es bien recibida”, resumió. Pero el escenario no está exento de tensiones. Sectores ambientalistas advierten que nuevos megaproyectos fósiles son contradictorios con los compromisos de transición energética.
Exxon, por su parte, asegura que implementará controles para reducir emisiones en el proceso. A nivel social, el desafío es que los eventuales ingresos no se concentren en un sector que emplea apenas el 5 % de la fuerza laboral, sino que derramen hacia políticas inclusivas. En paralelo, economistas alertan que depender aún más del gas y del crudo puede reforzar la vulnerabilidad del país frente a la volatilidad de precios internacionales.
El contraste con Argentina resulta inevitable. Vaca Muerta, considerada la segunda reserva mundial de shale gas y la cuarta de shale oil, pierde a un actor clave en tecnología y capitales, aunque el gobierno nacional confía en que Pluspetrol dará continuidad al desarrollo. ExxonMobil, en cambio, busca escenarios donde pueda reproducir a escala el “milagro guyanés”: descubrimientos masivos, rápidos retornos y rentabilidad de largo plazo en mercados globales.
La comparación entre ambos modelos revela la encrucijada regional: mientras la Argentina apuesta a consolidar su shale en un entorno macroeconómico incierto, Exxon se mueve hacia aguas profundas, más costosas pero con perspectivas de hallazgos superlativos.
El Caribe, además, ofrece estabilidad política y condiciones fiscales diseñadas a medida para captar inversión. Con este giro, ExxonMobil demuestra que su mirada estratégica está alineada con la exploración offshore de alta complejidad y que los capitales fluyen hacia geografías donde el riesgo es elevado, pero la recompensa puede ser monumental. Trinidad y Tobago, por su parte, juega sus cartas para convertirse en el próximo polo energético de América Latina y el Caribe.
El éxito dependerá de que la geología confirme el potencial y de que la bonanza se traduzca en un desarrollo inclusivo y sostenible. En definitiva, la salida de Exxon de Vaca Muerta y su desembarco en Trinidad no es un simple cambio de escenario: es la puesta en escena de la nueva geopolítica energética regional. Una que oscila entre el shale argentino y el offshore caribeño, entre la necesidad de seguir explotando combustibles fósiles y las presiones de la transición energética. Una encrucijada que definirá el lugar de Sudamérica en el mapa energético global de las próximas décadas.
