“El mayor acuerdo petrolero de la historia mundial”. Así calificó el Presidente de Estados Unidos, Donald Trump, el pacto alcanzado con Venezuela, que contempla el desarrollo de 17 campos con unos 65 mil millones de barriles de reservas. Desde Caracas, la presidenta interina, Delcy Rodríguez, exhibió una ambición similar al afirmar que el objetivo es convertir al país sudamericano en “una potencia energética, gran productora de petróleo, un exportador importante de gas y con gran desarrollo petroquímico nacional”.
Sin embargo, detrás de esas expectativas hay un modelo de negocios cuyos detalles todavía están lejos de estar completamente despejados. La participación directa del gobierno estadounidense, el papel que tendrán los inversionistas privados, la fórmula para financiar las inversiones y la capacidad del acuerdo para sobrevivir a eventuales cambios políticos y cuestionamientos legales han abierto interrogantes entre expertos y la propia industria.
“Esta situación será más arriesgada y complicada de lo que muchos piensan”, advirtió el asesor de líderes de la industria y gobiernos y profesor de la Universidad Johns Hopkins, Paul J. Sullivan. “Estas inversiones conllevan riesgos económicos, financieros, políticos, físicos y cibernéticos” y, por ello, sostuvo a DF que “el optimismo excesivo debe atenuarse con mayor realismo”.
Lo que está sobre la mesa
Hasta ahora, Caracas ha entregado más detalles que Washington. Rodríguez aseguró que el proyecto bilateral tendrá una vigencia de 25 años, abarcará 17 campos estratégicos y apunta a una producción superior a 1,5 millones de barriles diarios. De acuerdo con Reuters, la mayor parte de los cerca de 65 mil millones de barriles involucrados se concentra en ocho grandes bloques de la Faja del Orinoco, mientras el resto corresponde a áreas del Lago de Maracaibo.
La mandataria interina sostuvo que Venezuela conservará la propiedad y soberanía sobre sus recursos, mientras EEUU aportará capital, tecnología y capacidad operativa. Además, anunció que el proyecto contempla ocho bloques greenfield en la Faja del Orinoco, con regalías mínimas de 16% y un impuesto sobre la renta de 34%. Según sus cálculos, tomando como referencia un precio de US$ 65 por barril, el Estado venezolano recibiría unos US$ 209.335 millones, equivalentes a cerca de US$ 19 por cada barril producido y vendido.
Del lado estadounidense, Trump ha señalado que el acuerdo dará a su país control mayoritario sobre los 65 mil millones de barriles mediante una asociación con privados. Reuters informó, citando a un funcionario estadounidense, que Washington tendría una participación efectiva de 55% en la producción de la sociedad y acceso a petróleo a costo.
Según precisó el mandatario, parte de esos volúmenes se destinaría a reponer la Reserva Estratégica de Petróleo de EEUU, actualmente en torno a 290 millones de barriles.
La arquitectura empresarial ha comenzado a conocerse principalmente a través de trascendidos de prensa. The Wall Street Journal informó que el gobierno estadounidense proyecta adquirir una participación pasiva de 35% en North American Blue Energy Partners (NABEP), compañía encabezada por el empresario venezolano Alejandro Betancourt, y obtener derechos preferentes para comprar 20% de su producción a costo. La participación quedaría en manos del Departamento de Defensa y sería estructurada por la Oficina de Capital Estratégico del Pentágono mediante opciones de compra de acciones, sin requerir una inversión de capital inicial significativa.
Según Financial Times, NABEP actuaría además como plataforma para atraer a otras compañías. La nueva estructura buscaría otorgar licencias o constituir sociedades conjuntas con petroleras estadounidenses y otros inversionistas para desarrollar parte o la totalidad de los 17 campos. El mismo medio informó que la Oficina de Capital Estratégico proporcionaría garantías a las empresas que asuman esas licencias, mientras el gobierno estadounidense no aportaría directamente el capital inicial de los proyectos.
La dimensión financiera anunciada también es considerable. Rodríguez ha hablado de más de US$ 100 mil millones en inversiones, mientras el secretario de Estado, Marco Rubio, ha presentado el acuerdo como una vía para asegurar petróleo de bajo costo en el hemisferio occidental. Washington también ha señalado que la nueva estructura llegaría a convertirse en el segundo mayor tenedor corporativo de reservas probadas de petróleo del mundo, detrás de Saudi Aramco.
El manto de dudas
La magnitud de esas cifras es precisamente uno de los primeros elementos que Sullivan pone en cuestión. “US$ 100 mil millones es una cifra política”, afirmó. Para que cualquier monto se concrete, agregó, “se debe hacer mucho sobre el terreno, en el subsuelo y dentro del gobierno”. También advirtió que existen “dudas importantes sobre cuáles son las reservas probadas reales de Venezuela” y recordó que gran parte del petróleo del país es pesado o superpesado, lo que encarece su transporte y procesamiento.
A esas consideraciones se suman las condiciones que enfrentarán quienes finalmente desarrollen los campos. Ante la posibilidad de que EEUU pueda adquirir parte del crudo a costo, Sullivan señaló que el atractivo para las petroleras “depende de a qué se refiera con costo”. “¿Necesitan estas compañías desarrollar los yacimientos y la infraestructura relacionada? Eso aumentaría los costos. Si están exentas de estos costos, las ganancias podrían ser enormes”, explicó.
El desafío no pasa únicamente por cuánto capital se consiga movilizar, sino también por cuánto petróleo puede efectivamente recuperarse y en qué plazos. Amy Myers Jaffe, directora del Laboratorio Global de Energía, Clima y Sostenibilidad de la Universidad de Nueva York, explicó a que la tasa de recuperación del crudo de la Faja del Orinoco se sitúa entre 10% y 20% del petróleo in situ.
Como referencia sobre los tiempos, recordó que Mobil, que posteriormente pasó a formar parte de ExxonMobil, firmó en 1997 su acuerdo para desarrollar crudo del Orinoco, comenzó a producir lentamente unos 50 mil barriles diarios a fines de 1999 y recién en 2001 puso en marcha las instalaciones modernizadas del proyecto. “No es un lugar donde el desarrollo de yacimientos petrolíferos sea rápido”, sostuvo.
Incluso una vez en marcha, la ecuación económica estará condicionada por la evolución de un mercado difícil de anticipar a semejante horizonte. Aun así, consideró que en el escenario actual los acuerdos destinados a diversificar las fuentes mundiales de crudo resultan atractivos, dada la guerra en Medio Oriente y las amenazas sobre importantes rutas marítimas de suministro.
En tanto, un informe de UBS calificó el pacto como “un anuncio extraordinario, cargado de riesgos de ejecución” y advirtió que su viabilidad dependerá de un marco jurídico e institucional capaz de resistir cambios políticos en ambos países.
El banco mencionó entre los principales obstáculos la falta de una licitación transparente, de salvaguardas de cumplimiento y de aprobación de la Asamblea Nacional venezolana, además de posibles impugnaciones judiciales en EEUU. En ese contexto, sostuvo que “es poco probable que este acuerdo resulte en una inversión extranjera materialmente mayor en Venezuela” y tampoco anticipa “un aumento significativo de la producción petrolera en el corto y mediano plazo”.
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