Análisis energético: 8 de septiembre

Un nuevo recrudecimiento de los enfrentamientos directos entre las fuerzas armadas de Estados Unidos e Irán en torno al estrecho de Ormuz impulsó al alza los precios del petróleo tras semanas de relativa calma. El  temor a interrupciones graves en el suministro proveniente de los países del Golfo Pérsico, aunado a la caída de la producción y exportación de Rusia, llevó los precios a niveles máximos en meses.

El Comando Central de EE.UU. destruyó lanzadores de misiles iraníes en la isla de Larak, utilizados para sembrar minas marinas en el estrecho. En represalia, Irán atacó bases estadounidenses en Jordania. Además, el 1 de septiembre, un supertanquero recibió tres impactos de proyectiles al intentar transitar por la zona, lo que reavivó el temor en las cadenas de transporte marítimo.

Los operadores del mercado vivieron momentos de gran incertidumbre debido a una nueva semana de anuncios contradictorios. Tras una breve declaración por parte del canciller iraní y de Donald Trump sobre una posible reapertura total del estrecho, Irán dio marcha atrás e impuso severas restricciones al tránsito marítimo, exigiendo autorizaciones previas para los buques. 

Por lo que EE.UU. desvió parte del tráfico comercial hacia rutas escoltadas más al sur, cerca de la costa de Omán, mediante trasvases nocturnos a tanqueros de menor tonelaje. El flujo por este estrangulador estratégico sigue reducido entre 4,5 y 7 millones de barriles,  según la fuente consultada.  

La OPEP+ , hasta hace poco, el fiel de la balanza del mercado petrolero ha pasado a un segundo plano como consecuencia indirecta del conflicto; sus anuncios de incremento de cuotas resultan hoy día ineficaces e incumplibles. Consecuentemente, la alianza comunicó el fin de semana que congelará sus cuotas de producción hasta octubre, cuando volverá a revisar el estado del mercado.  

Por otro lado, China ha emergido como estabilizador del mercado, aprovechando sus reservas estratégicas y gestionando los niveles de exportación de sus productos. Este nuevo rol de China fue subrayado por Igor Sechin,  el líder de la petrolera rusa Rosneft, en el Foro Económico de Vladivostok:

«Este año, China ha tomado efectivamente el liderazgo de la OPEP y, sin ser miembro de ningún cártel, ha logrado estabilizar el mercado mundial del petróleo reduciendo sus importaciones de petróleo en 5,5 millones de barriles por día».

Una victoria

En vista de que la situación en Medio Oriente y la guerra de Rusia contra Ucrania se han complicado, la administración Trump necesita una victoria internacional que mostrar de cara a las elecciones de medio término. Esto necesario para definir el control de ambas cámaras del Congreso.

Venezuela y su potencial petrolero se han tornado en una especie de comodín político para dar respuesta a todos los males. El alto costo de la gasolina en el mercado de EE.UU., el problema de suministro causado por las guerras y la llave para asegurar la seguridad energética de EE.UU. y del hemisferio occidental a largo plazo.  

En ese contexto, los gobiernos de Estados Unidos y Venezuela anunciaron un muy cuestionado acuerdo petrolero bilateral de 25 años o más para el desarrollo preferente del 20% de las reservas venezolanas, incluyendo bloques de la Faja del Orinoco. En paralelo, también en Venezuela, empezó la adaptación de los contratos legados  a la nueva Ley Orgánica de Hidrocarburos, que representan la mayor posibilidad de materializar un incremento temprano de la producción.

Precios del petróleo y gas natural

Al inicio de la semana, los precios del petróleo escalaron bruscamente:

• El crudo Brent llegó a cotizarse entre $94 y $96 por barril, con picos que rozaron los $97 y $99 por barril antes de registrar ligeras correcciones hacia el viernes 4 de septiembre.

• Tras cerrar el lunes 31 de agosto en $85,76/BBL, el crudo marcador WTI se disparó un 5,2% el martes 1 de septiembre hasta los $90,22/BBL y se estabilizó en torno a esa cifra durante las jornadas centrales de la semana. 

• Al cierre de los mercados, el viernes 4 de septiembre, los crudos de referencia Brent y WTI se transaban a $96,28/bbl y  $91,48/bbl, respectivamente.

El precio del gas natural en los EE.UU. (Henry Hub) se movió con alta volatilidad, impulsado por una ola tardía de calor en Estados Unidos y por la reactivación de plantas de exportación de GNL.

El contrato de futuros abrió la semana en torno a $2,867/MMBtu. El inusual calor elevó la demanda eléctrica de refrigeración, lo que llevó al precio a romper brevemente la resistencia psicológica de $3.00/MMBtu el jueves. Tras la publicación del informe de almacenamiento de la EIA (que reportó una inyección implícita de 30 Bcf, en línea con lo esperado), el precio experimentó una ligera toma de ganancias. Finalmente, el viernes 4 de septiembre cerró en $2.94/MMBtu.

En contraste con el mercado estadounidense, el gas en el centro de Europa, el TTF de Róterdam, se disparó sustancialmente hasta cotizar cerca de €73/MWh debido a los persistentes riesgos de transporte en Oriente Medio. 

Venezuela y el poco avance de las tres faces

Los avances en el plan estadounidense de tres fases en implementación que anunciaron tras la extracción de Maduro al comienzo del año 2026 no pueden calificarse sino de decepcionantes.  

• La economía no se ha estabilizado (primera fase): la medicina de mayor flujo de divisas no ha podido curar la descoordinación e ineptitud del régimen en materia cambiaria; mientras que en lo político, aunque el escenario de caos no se materializó, se advierte una calma inestable. 

• La recuperación, ha transitado por el mismo derrotero: mucho movimiento y poco progreso. La mayor parte de los incrementos de producción de petróleo, su piedra angular, no son otra cosa que la reanudación de la producción que se había cerrado a raíz de las sanciones y de la  cuarentena petrolera en diciembre de 2025 y los primeros días de enero de 2026, excepción hecha de algunas actividades de generación de potencial de Chevron en PetroIndependencia.  En lo político, la promesa de libertad de los presos políticos se ha cumplido a medias y sin un plan creíble.

• La transición política, que, aunque nunca tuvo una definición clara, se perfila como rezagada, sobre todo en lo que se refiere a nuevas elecciones que parecen haber sido relegadas por la administración Trump; no obstante, al contrastarla con las otras etapas, al menos queda la expectativa de que el proceso de negociaciones liderado por Dinorah Figuerra logre resultados en el importante proceso de instalar un nuevo TSJ y de allí construir la necesaria transición. 

El descontento generalizado de los venezolanos podría convertirse en un incentivo o en una presión para acelerar los cambios. Aunque el comentario más común es que la magnitud de lo que se requiere para estabilizar la economía y recuperar la industria petrolera podría llevar al presidente Trump a mantener el tutelaje vía el interinato de Delcy Rodríguez por un tiempo más prolongado.

Ante el poco avance de la estrategia inicial de presionar a las  grandes empresas petroleras internacionales para considerar tomar el riesgo Venezuela, la administración Trump ha cambiado de carril y presiona por la implementación de una nueva estrategia.

Dos frentes: 

1. Acelerar el proceso de conversión de Contratos de Participación Productiva (CPP, bajo la Ley Antibloqueo de Maduro) a Contratos de Desarrollo de Actividades Primarias (CDAP, bajo los extremos de la reformada LOH y su reglamento ) acompañado por la incorporación de CDAP con empresas nuevas, a través de PDVSA, sus filiales o Empresas Mixtas con mayoría estatal, contando con Chevron como punta de lanza en este frente.
2. En un proceso algo opaco y complejo, usando la filosofía de que “el fin justifica los medios” (si es que el fin se logra), dinamizar otras áreas usando como instrumento central una empresa petrolera privada, NABEP, que tiene una compleja historia desde que se le asignó la explotación de bloques de la cuenca de Maracaibo asignados vía al EM PetroZamora. La modalidad contractual de este arreglo sigue sin ser revelada.

En el primer frente, concluimos que las condiciones negociadas por las empresas firmantes de los nuevos contratos CDAP (hasta ahora desconocidas) han mejorado las economías de los privados y, aparentemente, se han dado los instrumentos para mitigar la discrecionalidad en la ley, según estas empresas.

Chevron, bajo las nuevas condiciones, afirma que planea invertir MM$7000 en los próximos 5 años para elevar su producción a más de 600 mil barriles por día. Según su presidente, Mike Wirth, la empresa perforará alrededor de 1100 pozos e invertirá cerca de 2400 MM$ en oleoductos y terminales y 700 MM$ para recuperar la capacidad original del mejorador de PetroPiar en Jose. El aumento de producción anunciado sería posible gracias a la incorporación del bloque Ayacucho 8 a PetroPiar y de los bloques Carabobo 1 y 2 a PetroIndependencia, según los anuncios. Entendemos que las EM continúan y que la operación se lleva a cabo mediante CDAP.

También ENI firmó por el Bloque Junín 5, que ya había trabajado bajo otros esquemas. En otras firmas: GeoPark, el campo Bare; Primavera Infinita, el campo Bucare-Elotes; Aspect Holdings, un contrato de naturaleza exploratoria; y, días antes, Hunt Oil había firmado por el bloque de Aguasay y Keo Capital AB por los campos de la EM PetroUrdaneta. En los próximos días se prevé la firma de otros contratos, entre ellos los de Repsol, Maurel & Prom y Shell. Pero no debemos olvidar los problemas jurídicos que plantean los cambios de operador en las EM PetroDelta y PetroCabimas, así como en Bare.

Con el objetivo de arrojar luz sobre un posible escenario de producción en este frente, hemos modelado los contratos. Estimamos que, si se materializan esos contratos, la producción total del país podría alcanzar 1,8 millones de barriles por día  en los próximos 5 años, si se suma el resto de los bloques en explotación. Ver figura anexa.

El Mega Deal

En lo que se refiere a la segunda arista de la estrategia, el llamado “Mega Deal” entre la Administración Trump y el gobierno interino de Venezuela es un arreglo financiero y petrolero complejo, acordado en negociaciones poco transparentes y cuyos detalles se han ido soltando con cuentagotas. Lo que se sabe hasta ahora es que EE.UU. obtendría una combinación de derechos sobre el 35% de las acciones de NABEP (la operadora privada escogida) y un derecho al 20% de su producción a “costo” (por definir), además de un derecho a adquirir el otro 80% de la producción. Además, se ha afirmado que este “control” sobre NABEP sería ejercido por el Pentágono (con sus implicaciones de garantía) y por el ente que gestiona el SPR (Office of Petroleum Reserve), quienes tendrían veto sobre la presentación de candidatos a directores, y los directores estadounidenses representarían la mayoría en la Junta de Administración.

La idea parece ser que a  NABEP se le asignen 17 bloques/campos: 14 bajo la modalidad de CDAP, más los 3 que ya le habían sido otorgados con anterioridad. Los activos de la empresa así estructurada representarían el  20% de las reservas oficiales del país, las cuales se desarrollarían por la misma NABEP o, posiblemente, por terceros, siempre que los contratos CDAP firmados entre PDVSA y NABEP contengan elementos que le permitan a la empresa reasignar o subcontratar a otras empresas. 

Según Delcy Rodríguez, este emprendimiento poco usual tendría una duración de 25 años y un potencial de desarrollar 1,5 MMBPD, con una inversión de 100.000 millones de dólares. La producción de este volumen de petróleo de los 17 bloques sumaría 12 mil millones de barriles en 25 años y aportaría 209 MMM$ a la Nación en concepto de regalías e impuestos; de nuevo, todo esto se basa en anuncios de la Casa Blanca y Caracas, que tampoco coinciden en su totalidad.

La conformación de los 17 bloques merece ser comentada. Se trata de 8 bloques ubicados en la cuenca de Maracaibo: campos maduros con muchos años de producción y mucho petróleo remanente, pero bajo condiciones particulares, como presiones subnormales que dificultarían su recuperación y operación. En el Oriente conforman el paquete 9 bloques de la Faja petrolífera del Orinoco: 2 en Ayacucho, 5 en Junín y 2 en Boyacá. Llama la atención la inclusión de los bloques de Boyacá y los bloques de Junín colindantes con el área de Boyacá, ya que representan los bloques de la faja con el crudo más viscoso y más alejado de las instalaciones, lo que indica que su desarrollo comercial probablemente tendrá que esperar el desarrollo de tecnologías que los hagan competitivos.

El análisis

Para analizar esta parte de la estrategia, sin pasar juicio sobre la legalidad del esquema ni los cuestionamientos que alrededor se tejen, lo haremos utilizando 3 escenarios a 25 años: 

• Escenario 1: Asumimos que, en respuesta a los cuestionamientos y a la negatividad con la que fue recibida la propuesta, así como a la incongruencia de los detalles mencionados por los gobiernos participantes, es probable que la transacción sea impugnada en alguno o en ambos países y que la impugnación prospere. En ese caso, solo 3 de los bloques verán actividad: los que ya tienen contratos CDAP con NABEP y, por lo tanto, el crecimiento de la producción en los próximos 25 años resultará relativamente menor: unos 250 mil barriles por día. 
• Escenario 2: Asumiendo que solo algunos de los bloques logren ser reactivados, que los resultados de los campos maduros resulten menos atractivos de lo contemplado y que los bloques poco atractivos de la Faja se pospongan, en cuyo caso la producción rondaría los 700 mil barriles por día.
• Escenario 3: consiste en el desarrollo de todos los bloques tal como están concebidos en las declaraciones. La producción incremental corresponde a 1,5 millones de barriles por día.

Hace pensar que los bloques asignados a NABEP no son los mejores y algunos quizás los incluyeron como relleno narrativo. La otra cara de la moneda es que existe un inventario de mejores bloques  que pueden estar “reservados” para cuando las grandes operadoras decidan dar el salto. 

En lo que se refiere a la situación económica, el problema cambiario se complica porque los montos en divisas que recibirá el BCV tienden a reducirse al agotarse los 50 MMBBLS de inventarios. De manera que la intervención en el mercado cambiario es menor que en los meses de junio y julio, y han tenido que volver a la devaluación acelerada del Bolívar. Así las cosas, al cierre de la semana del 4 de septiembre de 2026, la tasa oficial sobrepasó los 800 Bs./$ y la inocultable brecha volvió a subir hasta el 20%. 

Operaciones petroleras

A pesar de los prolongados cortes eléctricos y apagones que continúan afectando buena parte del país, la actividad petrolera no ha registrado bajones significativos. 

Durante la primera semana de septiembre  se produjeron 974 Mbpd de crudo, distribuidos geográficamente como sigue: 

• Occidente 274
• Oriente 112
• Faja del Orinoco 588
• TOTAL 974

Chevron, el único operador con taladros de perforación activos, produjo 269 Mbpd; Maurel & Prom mantuvo los 32 Mbpd con un taladro de reparación activo; Repsol no ha generado barriles adicionales y se mantiene en 41 Mbpd.

En la Faja del Orinoco, PetroCedeño (NABEP) produjo 40 MBPD, PetroSinovensa 92 MBPD y PetroMonagas 89 MBPD. La producción total de NABEP fue de 152 MBPD

En las refinerías nacionales se procesaron 286 Mbpd de crudo y productos intermedios, con una  producción de gasolina y diésel de 84 y 83 Mbpd, respectivamente.

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

Las exportaciones promedio del mes superaron las estimaciones. Se exportaron 964 Mbpd de crudo; incluso algunos analistas reportan un número ligeramente mayor al incorporar tanqueros cargados el 31 de agosto que zarparon el 1 de septiembre.

580 Mbpd se destinaron a EE.UU., 269 Mbpd a la India y 115 Mbpd a Europa. En cuanto a segregaciones, como de costumbre, el mayor volumen correspondió a Merey 16, con 690 Mbpd, seguido de Boscán, con 109 Mbpd. Hamaca, con 96 Mbpd; y Blend 17 y 22, con 70 Mbpd.

En el mes, unos 150 Mbpd de nafta pesada ingresaron al país para usarse como diluyente. En su mayoría procedentes de EE.UU.

El precio de la cesta venezolana reflejó el comportamiento de los precios internacionales y alcanzó un promedio de $75,7 por BBL. 

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