El Gobierno de Guyana reafirmó que el reparto de petróleo de ganancia —profit oil— en el bloque Stabroek se ha mantenido en partes iguales entre el Estado y el consorcio liderado por ExxonMobil. La declaración busca aclarar un punto crucial en medio de la noticia de que los socios del proyecto recuperaron aproximadamente US$55.000 millones invertidos en exploración, desarrollo e infraestructura offshore.
Michael Munroe, director de la Secretaría de Contenido Local de Guyana, explicó que el contrato de producción compartida establece un límite de recuperación de costos y que, una vez aplicado ese mecanismo, el petróleo remanente se divide 50-50 entre el país y las compañías. El mensaje es relevante: la recuperación de una parte sustancial de las inversiones acumuladas no altera, por sí sola, el porcentaje contractual del profit oil.
El acuerdo del bloque Stabroek, suscrito en 2016 con ExxonMobil, Hess —actualmente propiedad de Chevron— y CNOOC, contempla tres elementos principales para la distribución de la producción. Primero, Guyana recibe una regalía de 2% sobre el petróleo producido y vendido. Segundo, el consorcio puede utilizar hasta 75% de la producción mensual como cost oil para recuperar gastos elegibles de exploración, desarrollo y operación. Finalmente, el volumen restante se clasifica como profit oil y se divide a partes iguales.
Esto significa que el límite de 75% no representa una asignación automática ni permanente. Es un techo contractual. Si los costos recuperables de un período son inferiores a ese límite, una proporción mayor de la producción pasa a ser petróleo de ganancia, aumentando el volumen distribuible entre Guyana y sus socios. En términos prácticos, el país no recibe automáticamente 50% de toda la producción bruta: recibe 50% del petróleo que queda después de regalías y de la recuperación de costos permitida.
La diferencia es determinante para analizar el efecto fiscal del hito de los US$55.000 millones. Al cierre de 2025, el consorcio reportaba más de US$55.000 millones en costos recuperables acumulados, de los cuales alrededor de US$51.000 millones ya habían sido recuperados. El agotamiento de esa cartera histórica de inversiones puede ampliar la participación efectiva de Guyana en el flujo de producción futuro, pero no implica la desaparición del cost oil.
Las operaciones en aguas profundas continúan generando costos operativos, de mantenimiento, logística, perforación y desarrollo de nuevos proyectos. Bajo el contrato vigente, esos desembolsos elegibles podrán seguir recuperándose. Por ello, la participación efectiva del Estado variará según el volumen producido, el precio del crudo, los costos incurridos y el nivel de inversiones en los distintos desarrollos del bloque.
La discusión también reabre el debate sobre la calidad del contrato de Stabroek. Sus críticos cuestionan la regalía de 2% y el límite de 75% para recuperación de costos, al considerar que reducen la captura de renta del Estado en la fase inicial. No obstante, el esquema permitió acelerar inversiones, poner en marcha múltiples FPSO y llevar la producción del país a más de 900.000 barriles diarios.
Para Guyana, la prioridad será reforzar la auditoría de costos, la transparencia contractual y la gestión de los ingresos petroleros. El Gobierno informó en 2025 que mantenía procesos de auditoría y verificación de recuperación de costos y profit oil bajo el acuerdo con los socios de Stabroek.
Fuentes consultadas
- OilNOW Guyana, “Guyana’s 50-50 Stabroek Block profit oil split has always been honored — Munroe”
- OilNOW Guyana, “How ExxonMobil’s Stabroek Block oil contract works”
- OilNOW Guyana, “Exxon-led group recovers over US$51 billion in Guyana expenses from growing oil output”
- Gobierno de Guyana, Petroleum Management Department, “Update on Status of Stabroek Block Cost Recovery and Verification of Profit Oil Audits”
