Bloomberg Línea — El acuerdo petrolero anunciado entre Estados Unidos y Venezuela abre una vía para recuperar la deteriorada industria del país, pero su ejecución enfrenta obstáculos legales, políticos y operativos que ponen a prueba tanto la estructura diseñada por Washington como su capacidad para atraer capital privado.
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El plan se articula alrededor de North American Blue Energy Partners (NABEP) y busca desarrollar campos venezolanos mediante una fórmula que otorga a Estados Unidos participación en las operaciones, acceso preferencial al crudo y capacidad de influencia sobre un proyecto que requerirá inversiones de gran escala.
Signum Global y Alpine Macro coinciden en que todavía faltan elementos esenciales para evaluar su viabilidad. No se ha publicado el contrato completo y persisten interrogantes sobre el encaje de la operación en las leyes de ambos países, la participación de PDVSA y el interés que tendrán las grandes petroleras.
Para Alpine Macro, el principal obstáculo aparecerá con el paso del tiempo. “La durabilidad es el riesgo central”, sostuvo Dan Alamariu, estratega geopolítico jefe de la firma, al advertir sobre los cambios políticos que podrían alterar las condiciones pactadas tanto en Caracas como en Washington.
Un acuerdo que deberá superar barreras legales
El acuerdo comprende 17 campos, incluidos activos sin desarrollar que contendrían entre 64.000 millones y 65.000 millones de barriles de reservas recuperables, según Signum Global. La firma recuerda, sin embargo, que expertos han advertido durante años que las estimaciones venezolanas fueron infladas durante el chavismo.
NABEP, operador privado controlado por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, podría invertir hasta US$100.000 millones. La meta anunciada consiste en elevar la producción desde algo más de 200.000 barriles diarios hasta superar 1,5 millones de barriles por día dentro de la cartera ampliada.
La estructura concede al Gobierno estadounidense una participación descrita como de 55%. El Departamento de Guerra recibiría 35% de la matriz de NABEP, mientras el Departamento de Estado tendría derecho a adquirir 20% de la producción al costo y prioridad para comprar el resto.
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El primer problema aparece en Venezuela. Rafael Ch, socio y analista sénior para América Latina y mercados emergentes de Signum Global, considera que las concesiones por 100 años no encajan cómodamente en la legislación de hidrocarburos, que contempla contratos de servicios por 25 años, prorrogables otros 15.
Tampoco está definido el papel de PDVSA. Signum estima que NABEP probablemente tendrá que alcanzar los acuerdos necesarios con PDVSA Petróleos, S.A. o con empresas mixtas existentes o nuevas para adaptar la operación al marco venezolano.
En Estados Unidos aparece otra dificultad. Ch advierte que “la OSC del Pentágono carece de autoridad legal para invertir directamente en capital de compañías privadas; solo puede proporcionar préstamos, garantías de préstamos y asistencia técnica”.
Eso no necesariamente bloquea el proyecto. “OSC probablemente ‘contribuirá’ mediante préstamos o garantías de préstamos a NABEP”, estima Ch. Una operación más limitada podría apoyarse en infraestructura portuaria estratégica, equipos avanzados o plataformas de perforación fabricadas en Estados Unidos.
El capital privado y la política ponen a prueba el proyecto
Alpine Macro identifica otra incógnita: cuánto capital estarán dispuestas a comprometer las petroleras internacionales. Venezuela acumula cerca de US$170.000 millones en deuda heredada y reclamaciones, un pasivo que podría complicar la distribución de los retornos generados por nuevos proyectos.
“No está claro qué tan interesadas estarán las grandes petroleras en hacer negocios significativos con NABEP”, afirmó Alamariu. El socio central del acuerdo podría ser percibido como un riesgo de cumplimiento y de contraparte, dos factores relevantes para compañías que deberían comprometer capital durante años.
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A ello se suma la infraestructura venezolana. Una parte importante de la producción corresponde a crudo extrapesado y depende de instalaciones deterioradas, por lo que Alpine considera que un aumento significativo de la oferta necesitará inversiones sustanciales y tiempo.
“Los nuevos barriles significativos están a años de distancia”, indicó Alamariu. Esa restricción también afecta la posibilidad planteada por Donald Trump de utilizar petróleo venezolano para reponer la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, cuya infraestructura presenta dificultades para almacenar directamente ese crudo extrapesado.
La continuidad política constituye otro frente. Alpine advierte que un cambio de Gobierno en Caracas o una administración estadounidense posterior a Trump podría intentar desmontar el arreglo. Además, una victoria demócrata en una o ambas cámaras del Congreso en las elecciones de noviembre podría generar un mayor escrutinio desde 2027.
Signum presenta una lectura menos adversa sobre esa vulnerabilidad. La firma considera que una reversión se volvería políticamente más difícil a medida que el Gobierno estadounidense, empresas y prestamistas comprometan capital y Washington empiece a recibir petróleo y dividendos.
OPEP, acreedores y producción abren nuevos interrogantes
El acuerdo también podría tensionar la relación de Venezuela con la OPEP. Según Alpine, Caracas estudia abandonar la organización y ha discutido esa posibilidad con funcionarios estadounidenses, aunque todavía no existe una decisión.
El objetivo de producción y el control estadounidense sobre la comercialización serían difíciles de conciliar con la disciplina de cuotas si Venezuela volviera a estar sujeta a límites vinculantes. En el corto plazo, el impacto sería reducido porque el país está exento de cuotas y produce muy por debajo de su capacidad histórica.
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“El verdadero asunto es la cohesión de la OPEP”, sostuvo Alamariu. Una mayor fragmentación del grupo elevaría, según su análisis, la probabilidad de una disputa por cuota de mercado y de menores precios del petróleo con el tiempo.
Para los acreedores venezolanos, Ch advierte que “las implicaciones para los tenedores de bonos sin garantía son mixtas, pero negativas en el corto plazo”. Aunque una mayor producción mejoraría eventualmente la capacidad de pago de Venezuela, Washington y NABEP tendrían control preferencial sobre la producción, las ventas y potencialmente los flujos de caja.
La evolución dependerá ahora de cómo se formalicen las concesiones, el papel asignado a PDVSA, el mecanismo financiero de Estados Unidos y la participación efectiva de las petroleras. También quedarán bajo observación los compromisos de capital, la producción adicional y cualquier decisión venezolana sobre su permanencia en la OPEP.
