Reporte de Análisis Energético: 25 de agosto

DONALD TRUMP: DE LOS MÍSILES AL D-DAY ECONÓMICO 

El conflicto entre Estados Unidos e Irán, lejos de mostrar señales de mejoría, atraviesa una fase de deterioro acelerado y el mercado petrolero ya empieza a incorporar ese riesgo en sus expectativas de precios. Tras la escalada militar y la tregua de sesenta días, que ya terminó sin avances en las negociaciones,  el presidente Donald Trump afirmó que no hay negociaciones activas con Teherán. Al mismo tiempo, el bloqueo naval se mantiene en su nivel más alto y Washington ha advertido de que aumentará las presiones económicas contra cualquier actor que realice transacciones con Irán, cambiando el tablero del conflicto del militar al económico, en lo que denominó el D-Day económico.

En este contexto, y tras sufrir un ataque iraní, los Emiratos Árabes Unidos suspendieron temporalmente sus relaciones comerciales con Irán, una decisión relevante por tratarse de uno de sus socios económicos más importantes. Estas medidas parecen haber profundizado las tensiones internas en Irán, especialmente entre la línea más moderada del gobierno y los sectores más duros vinculados a la Guardia Revolucionaria Islámica.

Irán, lejos de dar señales de suavizar su posición, respondió que su reacción ante cualquier nueva amenaza estadounidense sería «devastadora». El secretario del Tesoro estadounidense, Scott Bessent, dijo que este lunes daría detalles sobre las sanciones previstas tras la advertencia del presidente Trump sobre las consecuencias económicas para cualquier país que proporcionara «cualquier tipo de ayuda a Irán”. La historia reciente de sanciones no hace pensar que esa amenaza será exitosa a corto plazo

Para el mercado energético, el impacto de la situación global es directo: la presión económica sobre Irán, combinada con las restricciones de tránsito en el estrecho de Ormuz y las dificultades de Rusia para colocar crudo y productos refinados en el mercado internacional, ha reducido la oferta disponible y ha elevado la percepción de riesgo. Como resultado, los precios del crudo y del gas natural están al alza, la capacidad global de refinación opera al límite y los precios de los combustibles se han encarecido a escala internacional, incluidos los de Estados Unidos. Todo ello aumenta la preocupación por un nuevo episodio inflacionario.

Fundamentos Geopolíticos

Los conflictos geopolíticos actuales no parecen tener una solución a corto plazo. Para Estados Unidos, una escalada militar sostenida contra Irán resulta cada vez menos viable. Al mismo tiempo, Teherán ha demostrado ser capaz de soportar severas sanciones económicas durante casi 50 años, desde la Revolución Islámica de 1979, aun a costa de un profundo deterioro social interno. En el caso de Rusia, la conducción de la guerra sigue dependiendo en gran medida de la voluntad política de Vladímir Putin, cuya mente no admite sino la victoria militar frente a una salida negociada. 

Con este telón de fondo, Donald Trump parece empezar a aceptar que llegará a las elecciones de medio término sin haber obtenido victorias en política exterior, más allá de las narrativas retóricas. Por ello, el análisis del mercado energético internacional debe partir de un supuesto central: la actual configuración geopolítica probablemente se mantendrá, acompañada de episodios recurrentes de volatilidad, ya que por ahora no hay indicios de que las partes en conflicto estén dispuestas a regresar a la mesa de negociaciones.

El estrecho de Ormuz ilustra con claridad esta dinámica. Aunque no está completamente cerrado, el tránsito de tanqueros se ha reducido significativamente. Las navieras buscan minimizar la exposición a controles o ataques iraníes y, en algunos casos, recurren a escoltas de la Armada estadounidense. Más recientemente, se ha observado un aumento de las transferencias de barco a barco (STS), especialmente en las inmediaciones del terminal de Fujairah, en el golfo de Omán, como mecanismo para reducir los riesgos y costos asociados al paso de grandes tanqueros por el estrecho. 

Aun con estas medidas de mitigación, el tránsito efectivo se ubica entre 10 y 25 tanqueros diarios, menos de una cuarta parte del nivel considerado normal. Esta restricción mantiene elevada la percepción de riesgo en torno al suministro energético y refuerza la presión alcista sobre los precios internacionales.

El mercado de los hidrocarburos ya no responde únicamente a las variables tradicionales de oferta y demanda; actualmente está abrumado por la influencia de conflictos armados de alto impacto, riesgos de interrupción del suministro y expectativas cambiantes sobre la duración de esas tensiones. En este contexto, la prima de riesgo geopolítico presiona los precios al alza ante el temor a nuevas disrupciones en las rutas de transporte críticas y en las zonas de producción. Al mismo tiempo, las señales de menor demanda industrial en China y Occidente, junto con inventarios reducidos pero relativamente estables, han actuado como un factor de contención, manteniendo el Brent por debajo del umbral de 100 $/BBL.

La estructura del mercado de futuros también refleja esta tensión. Los contratos de corto plazo se negocian por encima de los de largo plazo, lo que indica que el mercado asigna un mayor valor a la disponibilidad física inmediata, por limitada que sea, que a la oferta más holgada esperada en el futuro. 

En este escenario, el continente americano cobra relevancia como fuente de suministro relativamente confiable, aprovechando el espacio dejado por las interrupciones en el Golfo Pérsico y en otras zonas de conflicto. Estados Unidos consolida su posición como principal productor mundial de petróleo, apoyado en la resiliencia del “shale oil”, mientras refuerza una estrategia energética centrada en el hemisferio occidental. Esta orientación, conocida en los mercados como la “Doctrina Donroe”, busca fortalecer la seguridad energética regional y aumentar la presión económica y comercial sobre los actores que no se alinean con Washington. 

Uno de sus objetivos centrales ha sido la reactivación del potencial petrolero venezolano para sustituir gradualmente parte del crudo afectado por la guerra con Irán; sin embargo, ese propósito sigue siendo difícil de alcanzar, como se analiza en la sección dedicada a Venezuela.

Las operadoras  que operan en Canadá continúan realizando inversiones destinadas a sostener el crecimiento de su producción y ampliar su capacidad de acceso a los mercados asiáticos mediante la expansión de sus oleoductos. Aunque la guerra arancelaria entre Carney y Trump amenaza con descarrilar lo que hoy es una integración energética natural entre ambos países del norte.

En Brasil y Guyana avanzan los proyectos de producción en aguas profundas, con potencial para incorporar más de 2,0 millones de barriles adicionales por día en los próximos años. Surinam podría sumarse a esta tendencia dependiendo de los resultados de su primer proyecto de desarrollo comercial, ubicado cerca de la frontera con Guyana. En una perspectiva de más largo plazo, Brasil anunció indicios de hidrocarburos en el pozo exploratorio Morpho, en aguas ultraprofundas frente a la desembocadura del río Amazonas, dentro de la prometedora pero controvertida zona conocida como Margen Ecuatorial que busca acumulaciones análogas a las encontradas en Guyana y Surinam.

Argentina también se perfila como una fuente neta de crecimiento de la oferta regional, impulsada por el desarrollo de Vaca Muerta, con un aumento interanual estimado de alrededor de 150 mil barriles por día.

Estados Unidos, con una producción sostenida cercana a 13,8 millones de barriles por día, actúa como un amortiguador relevante frente a la volatilidad del mercado petrolero. Además, los niveles actuales de los precios internacionales podrían incentivar la actividad adicional en las principales cuencas de shale oil, reforzando su papel como proveedor flexible dentro del sistema energético global. Por los momentos, Baker Hughes reportó una caída de 5 unidades en el número de taladros activos.

Precios del petróleo y gas natural

Los precios del petróleo subieron más del 2% el jueves para alcanzar su nivel más alto en casi un mes, después de que el presidente estadounidense Trump advirtiera de represalias contra las naciones que apoyan a Irán y que soslayaran las sanciones, en su último intento por resolver una guerra que ha dejado varados millones de barriles de petróleo en Oriente Medio. 

Los precios del crudo Brent cerraron el viernes 21 de agosto en $94,39/BBL, el nivel más alto desde el 24 de julio. En el caso del crudo  WTI, al cierre cotizaba a $87,06/BBL. Un incremento de alrededor del 6 % en ambos crudos respecto al cierre de la semana anterior.

Los precios del gas natural mostraron una fuerte divergencia geográfica, con un mercado europeo bajo extrema presión al alza y un mercado estadounidense caracterizado por la estabilidad y por una producción récord en la cuenca del Pérmico. 

En Europa, los precios escalaron hasta alcanzar máximos de cinco meses. El precio de los futuros en el TTF holandés, el indicador de referencia para el continente, cerró la semana cotizando en torno a €66.30/MWh ($23/MMbtu). Esto representa un incremento acumulado superior al 120% en lo que va de 2026. Los niveles de reservas subterráneas en Europa se situaron en torno al 61,4% de su capacidad (y apenas al 50,1% en Alemania). Estas cifras se encuentran muy por debajo de la media estacional y del 74% registrado el año anterior, lo que reduce drásticamente el margen de seguridad de cara al invierno.  

En contraste, el mercado estadounidense reflejó una abundancia de oferta. El contrato de futuros del Henry Hub para septiembre fluctuó moderadamente entre 2,65 y 2,81 $/MMbtu. Niveles de producción que continuaron creciendo, impulsados principalmente por un mayor volumen de gas asociado en las cuencas del Pérmico y de Haynesville, así como por un récord de producción de gas libre. A diferencia de Europa, los inventarios de gas en los Estados Unidos se mantuvieron sólidos, situándose un 6,2% por encima del promedio móvil de cinco años para estas fechas de agosto.

VENEZUELA

El Contexto Político

La situación en Venezuela ha estado marcada por las expectativas generadas por la mesa de negociación entre las pocas representativas “Asambleas Nacionales”, que ha creado un ambiente de carácter cuasi preelectoral y ha llevado a varios actores políticos a lanzar sus sombreros al ruedo. Este contexto coincide con la canalización de ayuda internacional para la remoción de escombros y la reconstrucción tras los terremotos, en medio de un agravamiento severo del deterioro de los servicios públicos. Mientras tanto, un afanoso proceso de estabilización del mercado cambiario y de modesta reactivación de la economía petrolera se ha convertido en una carrera de obstáculos, evocando el dicho popular: “del apuro solo queda el cansancio”.

Como si el tiempo no fuera un elemento importante, Enrique Márquez, alguna vez uno de los “escogidos” del presidente Trump, propone un “Pacto por Venezuela” que, entre otras cosas, incluye: la eliminación de la reelección presidencial y la vuelta al Congreso bicameral. Pero Márquez no fue el único político que trató de aprovechar la ocasión; Antonio Ecarri llamó a aprobar una ley que oficializaría la dolarización para acabar con la inflación y evitar la emisión de dinero inorgánico. Anunció que la AN había contratado al economista internacional Steve Hanke, partidario de la dolarización. Al día siguiente, Jorge Rodríguez desmintió la especie, indicando que la contratación la había hecho la fracción parlamentaria de Ecarri; en todo caso, otro candidato tratando de dividir la oposición.

Otro supuesto efecto colateral de la mesa de negociaciones fue el anuncio del gobierno interino de  la liberación de 131 presos políticos, de los cuales hasta la fecha se han confirmado solo 89, incluidos 3 militares. Diferentes organizaciones y personeros exigen la liberación de los más de 400 presos políticos que, según las ONG, quedaron tras las rejas.

El gobierno interino ha iniciado una campaña denominada Venezuela Renace, que ha inundado todos los espacios públicos: carteles de Chávez, Maduro y hasta la versión revolucionaria de Bolívar están siendo reemplazados por el eslogan del momento; incluso en los emblemas de la policía y de otras organizaciones aparece la campaña. 

La economía en su laberinto

La aplicación reiterada de las mismas medidas monetarias y cambiarias, en espera de resultados distintos, ha sido la historia de los últimos siete meses, en un intento de aprovechar el sustancial incremento de los ingresos petroleros, pero sin un objetivo claro. A veces pareciera que se quiere anclar la tasa de cambio oficial para luego entrar en un frenesí de devaluación persiguiendo el mercado alternativo. La combinación de controles inadecuados de la liquidez e intervención en el mercado cambiario mediante mecanismos poco propicios para la formación de precios, sin mencionar el financiamiento del gasto público mediante emisión monetaria, ha resultado en una brecha incontrolable en las tasas del mercado cambiario, que nuevamente se acerca al 20%; se esfuma la expectativa de reducir la inflación en agosto. Así las cosas, el cambio oficial se situó en Bs 780/$, mientras que la tasa alternativa rondaba los Bs 920/$.

Las reuniones de alto nivel entre representantes de EE.UU. y el Banco Central de Venezuela (BCV) se han intensificado sustancialmente en agosto de 2026, impulsadas por el proceso de transición política indefinido y el levantamiento parcial de las sanciones financieras. Estos encuentros buscan estabilizar el sistema cambiario venezolano y reinsertar a la banca pública en los canales financieros internacionales.

APERTURA 0.5

En la Venezuela del seudo gobierno que tutela Washington, les ha dado por bautizar los esfuerzos de atraer el capital privado como la Apertura 2.0 en un intento por barnizarla con algo del éxito de lo que fue la Apertura Petrolera de la década de los años 90 del siglo XX. La verdad sea dicha, hay poca similitud entre las dos, salvo que ambas se desarrollaron en contextos de crisis económica que sirvieron de catalizador político para impulsarlas. 

El gobierno interino ha mantenido una estrategia de apertura selectiva al capital privado. Sin embargo, la forma en que se ha ejecutado el proceso genera preocupación entre los inversionistas, inquietud en las filas de la administración Trump y desencanto en la población. La combinación de improvisación, premura, discrecionalidad e intereses particulares, no tan secretos, ha creado un entorno de alta incertidumbre y cuestionamiento. La falta de transparencia en la toma de decisiones y la existencia de acuerdos poco claros podrían derivar en disputas difíciles de resolver en el futuro y, en lugar de acelerar la recuperación del sector, comprometer su sostenibilidad institucional y económica.  Todo muy lejos de lo que fue la apertura de los años noventa.

Uno de los aspectos más desconcertantes es la asignación de bloques de alta complejidad operativa y tecnológica a empresas que no parecen contar con la capacidad financiera ni la experiencia técnica necesarias. Aunque los anuncios oficiales destacan acuerdos con Shell, BP y sus socios XRG de EAU y UCC de Catar, así como con Hunt Oil y SLR (antes Schlumberger), solo una parte limitada de esas iniciativas estaría vinculada directamente al desarrollo de la Faja del Orinoco, considerada la base de la recuperación petrolera venezolana que necesita la economía venezolana.

En contraste, se han firmado o permanecen en negociación áreas que podrían tener un alto impacto en la recuperación con empresas de trayectoria limitada, escasa  visibilidad financiera o antecedentes poco claros. Entre los casos mencionados figuran Pacific Coast Energy, Crossover Energy Holdings y Overseas Oil Company, junto con otros CPP suscritos con empresas de servicios o compañías de dudosa capacidad operativa; muchos de estos fueron estructurados bajo las disposiciones extraordinarias de la Ley Antibloqueo y otros están cubiertos por MOU firmados en el torbellino generado por el vencimiento de los plazos de adaptación a la LOH modificada y su Reglamento.

El caso de Pacific Coast Energy resulta especialmente relevante porque está vinculado a la sustitución de Delta Finance, socio privado histórico de la empresa mixta PetroDelta. Más allá de las capacidades técnicas o financieras de la nueva empresa, el principal foco de atención es la percepción que genera el procedimiento por el cual habría sido desplazado el socio anterior. Según la parte afectada (dos compañías venezolanas), el caso podría escalar a los tribunales o al arbitraje internacional, debido tanto a presuntas irregularidades en el proceso como a los daños económicos causados que, según sus estimaciones, superarían los 2,0 mil millones de dólares. El impacto final de este caso sobre la percepción de la seguridad jurídica en Venezuela aún está por verse.

Según un reporte de Reuters, SLB y Formentera Partners están trabajando para reactivar o importar taladros de perforación; SLB afirmó que puede reactivar 15 taladros en los próximos 12 meses, dependiendo de la actividad que las operadoras puedan llevar a cabo. En todo caso, la contratación de estos taladros no tendrá un impacto significativo en la producción petrolera durante el resto del año 2026.

Finalmente, la falta de una hoja de ruta con un cronograma creíble para la transición refuerza la idea de que las promesas de un crecimiento de la producción impulsado por el capital privado serán difíciles de materializar.  Las mega inversiones de las que se ha hablado requieren estabilidad política, la cual no puede lograrse con un gobierno interino sin legitimidad política.

Lo que sí ha proliferado es la industria de las conferencias sobre Venezuela y su sector petrolero. En Houston, Texas, se llevó a cabo una serie de eventos promocionales sobre el proceso de incorporación de capital privado al desarrollo de los hidrocarburos en Venezuela, que sirvieron de plataforma para la firma de nuevos contratos con multinacionales como Hunt Oil y SL, los cuales tampoco han sido publicados. 

• Houston Industry  Showcase (Venezuela Energy Week), agosto de 2026, organizado como el preámbulo comercial oficial de la gran feria petrolera Venezuela Energy Week, que se celebrará en Caracas en febrero de 2027. Contó con la participación clave de la ministra venezolana de Hidrocarburos, Paula Henao, y del vicepresidente ejecutivo de PDVSA, Jovanny Martínez. 
• IMAGE 2026, agosto de 2026. En el marco de esta convención de geociencias, organizada por la AAPG y la SEG, la delegación venezolana lideró el foro estratégico titulado “Empowering Venezuela: Energy, Investment & Opportunity”.  
• Venezuela Reawakening Summit 2026,  programado para el 17 de septiembre de 2026 en el Hyatt Regency West, Houston, Texas (en modalidades presencial y virtual). El foro está diseñado para líderes empresariales, inversionistas de Wall Street, bufetes legales y expertos en cumplimiento de las sanciones de la OFAC. Abordará temas clave como la infraestructura petrolera, el procesamiento de crudo pesado, el desarrollo de gas natural no asociado y el nuevo marco regulatorio. 

Operaciones Petroleras

La crisis eléctrica continúa en Venezuela y, aunque se trata de minimizar su impacto en la industria de los hidrocarburos, ya se han observado algunos efectos.

Durante la penúltima semana de agosto se produjeron 970 Mbpd de crudo, distribuidos geográficamente como sigue: 

• Occidente 274
• Oriente 111
• Faja del Orinoco 585
• TOTAL 970

En las refinerías nacionales se procesaron 283 Mbpd de crudo y productos intermedios, con una  producción de gasolina y diésel de 86 y 81 Mbpd, respectivamente.

El Complejo petroquímico de José mantenía una utilización del 76% de su capacidad en sus plantas de metanol y de amoníaco/urea al arrancar el segundo tren de amoníaco/urea. 

Las exportaciones estimadas para el 20 de agosto apuntan a unos 750 Mbpd de crudo. Se ha venido reportando que las exportaciones estarán limitadas por el precario estado de los terminales de carga de Jose y Guaraguao, en el oriente del país, lo que ha generado una aglomeración de tanqueros que esperan para cargar y descargar crudo y productos, respectivamente. Las limitaciones en los terminales no son totalmente atribuibles a los problemas de carga; también existen limitaciones de crudo derivadas de las especificaciones de calidad de exportación, además de inventarios reducidos en Occidente.

La cesta venezolana, reflejando el comportamiento de los precios internacionales, alcanzó un promedio de $74,4/BBL.