De las reservas a la producción: las nuevas claves del acuerdo petrolero

En el artículo anterior analicé los comunicados iniciales de Venezuela y Estados Unidos sobre el nuevo entendimiento petrolero bilateral y señalé que la expresión estadounidense de «control mayoritario» debía diferenciarse de la propiedad de las reservas y del control accionario previsto en la legislación venezolana. Los datos divulgados ayer durante la alocución de la presidenta Delcy Rodríguez permiten avanzar hacia un análisis más concreto: la dimensión productiva, económica y jurídica del acuerdo.

Ahora conocemos que el proyecto tendría una duración de 25 años, abarcaría 17 campos estratégicos, involucraría aproximadamente 65 mil millones de barriles (MMMB) de reservas probadas y requeriría inversiones superiores a US$100 mil millones. Su objetivo productivo podría superar 1,5 millones de barriles diarios (MMBD), junto con nuevos desarrollos en la Faja Petrolífera del Orinoco.

La duración del acuerdo resulta coherente con la magnitud de la inversión. Desarrollar campos, recuperar infraestructura, incorporar tecnología y alcanzar niveles comerciales de producción requiere años de ejecución y un horizonte suficiente para amortizar el capital. Estamos, por tanto, frente a un programa industrial de largo plazo y no únicamente ante un mecanismo para comercializar petróleo ya producido.

El aspecto que más atención merece es precisamente la meta de 1,5 MMBD. Venezuela supera actualmente los 1,2 MMBD, por lo que un desarrollo de esta magnitud puede contribuir a devolver al país a una escala productiva significativamente mayor. Aunque todavía no se conocen oficialmente los campos que forman parte del acuerdo, diversas informaciones divulgadas señalan que algunos estarían actualmente en producción y, por tanto, ya contribuirían a los volúmenes reportados por Venezuela ante la OPEP. En consecuencia, no puede asumirse que la producción futura total del país será el resultado de sumar automáticamente los 1,5 MMBD a la producción nacional actual.

En este mismo orden de ideas, debe puntualizarse que hasta ahora no son públicos los perfiles de producción que permitan conocer cuándo serían alcanzados los 1,5 MMBD. Por ello, esta cifra debe entenderse como una meta o eventual meseta productiva, y no como un volumen constante durante los 25 años de vigencia del acuerdo, mucho menos debe interpretarse como producción inmediata. El desarrollo de los diferentes campos, (tanto maduros como greenfields) tendrán cronogramas distintos y requerirá fases progresivas de inversión, perforación y construcción de infraestructura.

Las propias cifras económicas aportan una pista interesante, de acuerdo con la proyección de US$ 209.335 millones para Venezuela se relaciona con aproximadamente US$ 19 por cada barril producido y vendido, el resultado matemático equivale a unos 11 MMMB acumulados durante 25 años. Esta cifra no debe confundirse con los 65 MMMB de reservas asociadas a los 17 campos: estos representan la base geológica del proyecto, mientras los 11 MMMB constituyen una estimación implícita, derivada de los parámetros económicos anunciados, del volumen que podría producirse y comercializarse durante la vigencia del acuerdo. De cumplirse esos supuestos, se estaría monetizando aproximadamente una sexta parte de las reservas involucradas.

En el plano económico, se ha utilizado un precio referencial de US$65 por barril. Con esa referencia, se estima que cerca de US$19 por cada barril producido y vendido ingresarían directamente a Venezuela. La información divulgada hasta ahora no permite desagregar con precisión qué componentes fiscales y contractuales conforman ese monto.

Por separado, la estructura anunciada contempla una regalía mínima del 16 % y un Impuesto sobre la Renta del 34 %, elementos que confirman la permanencia de mecanismos fiscales mediante los cuales el Estado participa en la renta generada por los proyectos. Estas tasas no deben sumarse directamente ni utilizarse, sin conocer sus respectivas bases de cálculo, para reconstruir los US$19 anunciados por barril.

La evaluación definitiva deberá realizarse sobre resultados concretos: cuánto capital se ejecuta realmente, cuánto aumenta la producción y qué ingresos recibe efectivamente Venezuela. Las proyecciones muestran la dimensión potencial del acuerdo; la ejecución determinará su verdadero valor.

También resulta relevante la incorporación de ocho nuevos bloques o greenfields en la Faja Petrolífera del Orinoco, esto indica que el programa no se limitaría a rehabilitar capacidad existente. Los nuevos desarrollos pueden permitir que Venezuela combine dos procesos: recuperar producción y crear capacidad adicional. Esa combinación podría transformar una recuperación coyuntural en una expansión estructural de la industria.

Los nuevos detalles permiten además precisar la discusión jurídica que surgió a partir del comunicado estadounidense. La Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2026 establece que, cuando las actividades se desarrollen mediante empresas mixtas, la República o un ente estatal venezolano debe conservar una participación superior al 50 % del capital social. En consecuencia, bajo esta modalidad, el control accionario mayoritario permanece en manos del Estado venezolano.

La reforma permite, al mismo tiempo, ampliar las facultades operativas, técnicas y comerciales de los inversionistas privados. Una empresa puede aportar capital, asumir responsabilidades importantes en la operación o participar en la comercialización sin convertirse por ello en propietaria de los yacimientos.

Esta distinción aclara buena parte de la controversia inicial: una amplia participación privada puede coexistir con la propiedad venezolana de los recursos y con el control accionario estatal en las empresas mixtas. La flexibilidad operacional no implica transferencia de soberanía.

Ese equilibrio es probablemente una de las características más importantes del nuevo modelo. Venezuela necesita capital y tecnología para acelerar la recuperación de una industria cuya expansión difícilmente podría financiarse exclusivamente con recursos públicos. Pero esa apertura debe traducirse también en beneficios económicos nacionales.

El impacto potencial, además, trasciende la producción de crudo, una inversión de esta magnitud puede movilizar ingeniería, construcción, metalmecánica, transporte, electricidad, servicios petroleros, logística y formación especializada. Por ello, el éxito debería medirse también por el empleo generado, la participación de proveedores nacionales y la capacidad de crear encadenamientos productivos alrededor de la industria.

En una perspectiva más amplia, el petróleo reafirma su condición de activo estratégico de la política exterior venezolana. La capacidad de producir y comercializar soberanamente sus recursos no solo genera ingresos: fortalece la seguridad energética, amplía la autonomía del Estado y aumenta su poder de negociación internacional. En un sistema donde la energía continúa condicionando alianzas y equilibrios de poder, recuperar capacidad petrolera significa también ampliar los márgenes de acción exterior de Venezuela.

Los nuevos datos permiten, en definitiva, comprender mejor el alcance del acuerdo. Por tanto, ya no se trata únicamente de reservas disponibles, sino de la posibilidad de transformarlas en nueva capacidad productiva mediante inversión privada, manteniendo la soberanía venezolana sobre los hidrocarburos y el control estatal previsto por la legislación.

La verdadera dimensión del acuerdo no estará determinada únicamente por alcanzar los 1,5 millones de barriles diarios. Estará determinada por la capacidad de Venezuela para convertir nuevamente sus reservas en producción y esa producción en valor para el país.

Germán José Márquez Gil

Con Corazón Petrolero