Por Canuto  

Los nuevos acuerdos petroleros respaldados por EE. UU. buscan levantar la producción venezolana, mientras el crudo supera los USD $100 y Wall Street advierte sobre el impacto de la refinación, la inflación y las tasas de interés.

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  • Chevron negocia por separado una expansión en Venezuela, mientras EE. UU. participa en una empresa conjunta con North American Blue Energy Partners.
  • Chris Wright estima que la producción venezolana podría aumentar en cientos de miles de barriles diarios y acercarse a 2 millones.
  • El mercado concentra su atención en la escasez de refinación, el diésel por encima de USD $6 por galón y el riesgo para las tasas.

 

 

Los acuerdos petroleros anunciados entre las autoridades venezolanas y compañías occidentales abren una nueva etapa para la industria energética del país, aunque sus resultados dependerán de las inversiones, la seguridad operativa y la estabilidad política.

El paquete no consiste en un solo contrato: reúne operaciones separadas de Chevron, una empresa conjunta entre el gobierno estadounidense y North American Blue Energy Partners (NABEP), y compromisos con empresas como la italiana ENI y la estadounidense Aspect Energy. La agencia de noticias CNBC compartió la historia tras viajar a Caracas junto al secretario de energía de Estados Unidos.

El trasfondo es una industria que alcanzó un máximo histórico cercano a 2,92 millones de barriles diarios en 1997, según datos citados por la cobertura. La producción cayó por debajo de 1 millón de barriles diarios durante buena parte de 2025 y posteriormente volvió a superar ese nivel, de acuerdo con el material periodístico utilizado como fuente. Por eso, cualquier recuperación significativa exigiría capital externo, conocimientos técnicos y una cadena de servicios capaz de sostener operaciones complejas.

Un paquete de acuerdos con distintos actores

Chevron mantiene un acuerdo propio y busca ampliar su producción en Venezuela, país donde la compañía opera desde hace más de un siglo. La empresa anunció planes para invertir aproximadamente USD $7.000 millones en tres proyectos y más que duplicar su producción venezolana durante los próximos cinco años, de acuerdo con las declaraciones citadas en el reportaje. Se trata de una apuesta diferenciada de los demás convenios incluidos en la iniciativa.

El componente más inusual involucra a North American Blue Energy Partners, conocida como NABEP, una operadora privada dirigida por el inversionista petrolero Alejandro Betancourt. El acuerdo contempla una empresa conjunta con participación estadounidense, mientras la compañía venezolana recibió concesiones para operar campos petroleros, según información publicada por la Casa Blanca y reportes de prensa. El mecanismo coloca la recuperación de los campos y el reparto de ingresos en el centro del proyecto.

Betancourt ha recibido cuestionamientos en medios debido a reportes sobre investigaciones por posibles delitos financieros en Suiza y otros países, aunque el material citado señala que no se presentaron cargos. Funcionarios estadounidenses y de otros países defendieron la necesidad de trabajar con operadores privados locales en un entorno complejo, pero los antecedentes del empresario añaden un componente de riesgo reputacional y de supervisión a una operación que ya enfrenta incertidumbre política.

El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo que la producción venezolana podría aumentar rápidamente en algunos cientos de miles de barriles diarios. Sumada a la expansión prevista por Chevron, esa proyección alimenta un optimismo cauteloso sobre la posibilidad de que Venezuela se acerque nuevamente a 2 millones de barriles diarios, aunque el calendario dependerá de la inversión efectiva, el estado de la infraestructura y la capacidad de operar sin nuevas interrupciones.

El reparto de los ingresos y la disputa geopolítica

Los acuerdos pretenden crear un marco para que una parte de los ingresos petroleros y de la recaudación tributaria regrese a la población venezolana, en lugar de quedar capturada por actores externos. La promesa responde a una de las principales preguntas del proyecto: si el aumento de la producción puede traducirse en recursos visibles para un país cuya economía y servicios públicos sufrieron el desplome de su industria energética.

El diseño también busca diferenciar la nueva inversión occidental de las operaciones que, según el reportaje, beneficiaron durante años a empresas rusas y chinas. La comparación es políticamente sensible, porque críticos del acuerdo sostienen que Estados Unidos estaría tomando el petróleo venezolano, mientras sus defensores argumentan que se trata de contratos con operadores privados para vender más crudo y atraer capital a una industria sin recursos suficientes para reconstruirse.

La situación venezolana, sin embargo, no puede reducirse a una disputa comercial. El país conserva importantes reservas y experiencia petrolera, pero arrastra instalaciones deterioradas, menor capacidad operativa y una crisis social profunda; además, el artículo describe daños ambientales en algunos campos y cuestionamientos sobre la forma en que actores extranjeros aprovecharon los recursos durante años.

La visita de una delegación estadounidense a Caracas también tuvo una dimensión política. El viaje, que duró aproximadamente 24 horas y estuvo estrictamente controlado, incluyó una conferencia de Wright en la pista del aeropuerto y una sesión con la presidenta interina venezolana Delcy Rodríguez en las escaleras del palacio de Miraflores. El relato destaca asimismo el regreso de periodistas venezolanos que habían sido prohibidos, silenciados o temían volver al edificio presidencial.

El verdadero cuello de botella puede estar en las refinerías

Mientras Venezuela intenta recuperar barriles, el mercado internacional enfrenta un problema distinto: convertir el petróleo en productos utilizables como diésel y combustible de aviación requiere capacidad de refinación. El crudo estadounidense cotiza por encima de USD $100 por barril, el Brent se ubica ligeramente más alto y el diésel en Estados Unidos superó los USD $6 por galón el 11 de septiembre, según reportes de prensa. Esta combinación vuelve más visible la escasez de productos refinados.

Estados Unidos no construye una gran refinería desde la década de 1970, según el reportaje, y las instalaciones del Golfo Pérsico enfrentan dificultades para exportar debido a la falta de barcos y al riesgo asociado con el tránsito marítimo. El flujo de petróleo por el estrecho de Ormuz continúa muy por debajo de los niveles previos a la guerra, mientras algunos capitanes no quieren regresar al Golfo por temor a quedar atrapados, lo que agrava la presión sobre los productos derivados.

Rusia continúa siendo una fuente relevante de combustibles refinados, pero sus refinerías enfrentan el aislamiento internacional y ataques de Ucrania dirigidos contra instalaciones que generan ingresos para el esfuerzo bélico. En este escenario, el problema no es solamente cuánto petróleo existe bajo tierra, sino cuántas refinerías, barcos y rutas seguras están disponibles para entregar diésel y combustible de aviación a los consumidores.

La tensión se refleja en las acciones del sector, especialmente entre las compañías refinadoras. Los diferenciales conocidos como crack spreads, que comparan el valor de los productos refinados con el costo del crudo, se ampliaron con fuerza y llevaron al peor desempeño del grupo a una ganancia de 47% desde el 1 de julio, mientras la mejor acción subió 22% adicional; el mercado ahora debate si el repunte terminó o si los analistas elevarán sus precios objetivo.

Wall Street vigila el petróleo, la inflación y las tasas

Las proyecciones de Wall Street muestran un mercado extremadamente sensible a cualquier novedad geopolítica. JPMorgan se pregunta si los operadores se están acostumbrando a un conflicto permanente y contempla un precio promedio del Brent de USD $87 para el próximo año, mientras Kaneva advierte que la curva de futuros está aproximadamente USD $6 demasiado alta en el frente y USD $10 demasiado baja en los contratos más lejanos.

Una variable que estaría limitando la presión energética es la demanda mundial, que se ubicaría unos 5 millones de barriles diarios por debajo de máximos recientes, en parte por un menor consumo de China. Barclays, en contraste, considera que las perspectivas del sector energético mundial son las más atractivas en dos décadas, porque la transición energética estaría sumando demanda de petróleo, gas, electricidad y renovables en lugar de sustituirlas de forma inmediata.

La firma atribuye ese aumento a la población, el desarrollo económico, la electrificación, la inteligencia artificial y la infraestructura digital, además de una fragmentación geopolítica que eleva el valor de los suministros confiables. Goldman Sachs identifica tres riesgos adicionales para el otoño: Ormuz, las interrupciones de diésel y fertilizantes, la guerra entre Rusia y Ucrania en el mar Negro durante la temporada de exportación de trigo y un posible fenómeno de Super El Niño que reduciría los niveles de agua del canal de Panamá.

UBS considera que un Brent por encima de USD $100 es un hito, pero no necesariamente un punto de inflexión para los mercados globales, y elevó su pronóstico a USD $95 al cierre de este año y USD $90 en marzo del próximo. Bank of America también aumentó sus previsiones a USD $85 para este año y USD $75 para el siguiente, además de publicar una rara proyección de largo plazo cercana a USD $70 para 2028, aunque el propio análisis advierte que anticipar el crudo con demasiada distancia resulta particularmente incierto.

El impacto sobre los bonos y la política monetaria

El encarecimiento del petróleo empieza a influir no solo en las acciones energéticas, sino también en los mercados de deuda. Los rendimientos de los bonos soberanos suben en distintas regiones y el bono estadounidense a 10 años se acerca a 5%, un nivel que no se observaba desde 2007, mientras la correlación entre el precio del petróleo al contado y el rendimiento de ese bono alcanzó 0,75, según Ben Emons, de Fedwatch Advisors.

La lógica del mercado es directa: un combustible más caro puede elevar la inflación y complicar la tarea de los bancos centrales. Para la Reserva Federal estadounidense, una reunión prevista para el miércoles 16 llega en un momento de presión creciente, porque los operadores evalúan la posibilidad de un aumento de tasas incluso cuando el origen del shock es geopolítico y no necesariamente una demanda interna demasiado fuerte.

Un alza de tasas puede enfriar el crédito y la actividad económica, pero difícilmente resuelve por sí sola una interrupción del suministro o la falta de capacidad de refinación. Esa tensión explica por qué los inversionistas siguen con atención los contratos de energía, los diferenciales de refinación y los rendimientos de los bonos, en lugar de limitarse a observar el precio diario del barril.

El caso venezolano agrega una posible fuente futura de oferta, pero sus efectos no serían inmediatos. Incluso si los acuerdos elevan la producción en cientos de miles de barriles diarios, la infraestructura, los seguros, el transporte y la refinación determinarán cuánto de ese crudo llega efectivamente a los mercados y con qué impacto sobre el diésel, la inflación y las decisiones de los bancos centrales.

Qué queda por comprobar en Venezuela

La primera prueba será confirmar que el capital anunciado se transforma en pozos activos, mantenimiento y producción sostenida. El objetivo de acercarse a 2 millones de barriles diarios representa una recuperación importante frente al desplome registrado durante 2025, pero no equivale a regresar automáticamente al máximo cercano a 2,92 millones alcanzado en 1997 ni elimina los problemas acumulados durante décadas.

La segunda prueba será la transparencia del reparto de ingresos. La promesa de que parte de los impuestos y de las ganancias volverá al pueblo venezolano tendrá que medirse mediante mecanismos verificables, especialmente porque NABEP está dirigida por un empresario controvertido y porque el acuerdo combina participación estadounidense, operadores privados y autoridades de Caracas.

La tercera variable será la seguridad regional. La incertidumbre en el estrecho de Ormuz, los ataques contra refinerías rusas, las limitaciones del canal de Panamá y la guerra entre Rusia y Ucrania muestran que la energía se mueve dentro de una red de riesgos que puede alterar precios en horas, incluso cuando una nueva fuente de petróleo comienza a desarrollarse.

Por ahora, los acuerdos representan una apuesta política y empresarial de gran escala, no una garantía de recuperación. Venezuela necesita inversión occidental para reactivar su industria, pero los mercados exigirán resultados concretos en producción, controles sobre los ingresos y reducción de riesgos antes de considerar que el país volvió a ser un proveedor confiable.

Imagen original de DiarioBitcoin, creada con inteligencia artificial, de uso libre, licenciada bajo Dominio Público.

Este artículo fue escrito por un redactor de contenido de IA y revisado por un editor humano para garantizar calidad y precisión.

 


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