ECONOMÍA · LIBROS

Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050, de Juan Carlos Sánchez M., examina el acuerdo entre Washington y Caracas con una pregunta distinta a la del debate público: no cuánto petróleo saldrá, sino en qué se convertirá la renta. Su respuesta es una hoja de ruta de ocho pasos hasta 2050.

El debate sobre el acuerdo petrolero entre Estados Unidos y Venezuela se ha contado en barriles: 17 campos, unos 65.000 millones de barriles de reservas probadas, hasta US$100.000 millones de inversión anunciada. El libro de Juan Carlos Sánchez M. propone cambiar la unidad de medida: «Lo relevante no es cuántos barriles se producen, sino en qué se convierte cada petrodólar de renta capturada».

Sánchez no es un recién llegado al tema. Es doctor ingeniero por el Instituto Nacional de Ciencias Aplicadas de Toulouse, profesor de la Escuela de Ingeniería Civil de la Universidad Central de Venezuela y miembro de Grupo Orinoco, un centro de pensamiento sobre energía y ambiente que firma la edición. Coordinó el primer inventario nacional de gases de efecto invernadero, fue coautor de la Primera Comunicación Nacional de Venezuela sobre cambio climático, asesoró a las delegaciones venezolanas en las negociaciones de la Convención sobre el Cambio Climático y el Protocolo de Kioto, y fue autor principal del informe especial del IPCC sobre captura y almacenamiento de carbono. El IPCC, el panel científico de la ONU sobre el clima, recibió el Nobel de la Paz en 2007.

Es un libro didáctico, pensado para estudiantes, funcionarios, periodistas y dirigentes, y está escrito como tal. Cada capítulo abre con objetivos, cierra con preguntas y distingue lo que se sabe por anuncios oficiales, lo que reportó la prensa y lo que es interpretación del autor. Con un acuerdo cuyo texto no se ha publicado, esa distinción vale tanto como el análisis.

Lo que el libro ve en el acuerdo

Para Sánchez, el acuerdo no es una inversión extranjera convencional, sino una «arquitectura de gobernanza» que traslada a Washington las decisiones sobre la producción y la venta del crudo. Lo inédito, escribe, no son los montos sino que el Gobierno estadounidense se queda con el 35 % del operador, North American Blue Energy Partners (NABEP), con veto sobre su junta directiva.

El libro descompone el esquema comercial en dos piezas. Vender el 20 % de la producción al costo, para la Reserva Estratégica de Petróleo de Estados Unidos, es una transferencia de renta: ese barril se vende sin ganancia. La prioridad de compra sobre el 80 % restante limita a quién más se le puede vender. Y entre lo que Venezuela cede y lo que recibe hay una «asimetría temporal»: la operación se entrega de inmediato y la inversión depende de que el operador la encuentre rentable. Lo resume en una línea: «el país entrega hoy lo que tiene y recibe mañana, quizás, lo prometido».

Legalidad como costo

El capítulo más útil para el lector no especializado separa cuatro objeciones que suelen mezclarse: la ilegitimidad (quién firmó y con qué autoridad), la ilegalidad (si el diseño respeta los artículos 12, 150, 187, 302 y 303 de la Constitución y la Ley de Hidrocarburos reformada en enero de 2026), la opacidad (el texto y sus anexos no se conocen) y la discrecionalidad (se negoció en secreto y se aprobó en una sola sesión, el 1 de septiembre).

Su argumento central no es moral sino financiero: la duda sobre la validez del acuerdo encarece el dinero. Un inversionista que no sabe si su contrato sobrevivirá a un cambio de gobierno exige más rentabilidad y prefiere los proyectos de retorno rápido. Así, «la legalidad y la transparencia son condiciones de viabilidad económica».

«Si el Estado no mide, no cobra»

El libro dedica un capítulo a PDVSA, que pasa de operador único a socio minoritario, regulador residual y receptor de renta. El problema está en esa última función. Los impuestos y regalías se calculan sobre costos que declara el operador, y una PDVSA con dos taladros activos y refinerías que han trabajado en 2026 entre un cuarto y un tercio de su capacidad difícilmente podrá auditarlos. El autor lo plantea como pregunta: «PDVSA dependerá de auditar costos, pero no puede auditarlos. ¿Qué le quedará entonces del beneficio prometido?».

Tres futuros y una hoja de ruta

Sánchez plantea tres escenarios, sin asignarles probabilidades. En el primero, el acuerdo no colapsa pero queda reducido a «una mediocridad estable». En el segundo, se renegocia y las empresas solo explotan los campos maduros del Zulia, los «mangos bajitos», mientras crece el riesgo de que el crudo pesado pierda valor antes de agotarse (la nota Activos varados explica ese concepto). En el tercero, la renta financia la transición. Lo que separa uno de otro, concluye, «no es el precio del petróleo ni la geología, sino la calidad de las instituciones».

La propuesta tiene ocho pasos. Los más concretos son separar en organismos distintos la política, la regulación y la operación, con una Agencia Nacional de Hidrocarburos que mida la producción y audite los costos; crear un Fondo de Transición Energética alimentado por el ingreso extraordinario sobre un precio de referencia del barril, con reglas de retiro y de uso blindadas por ley; y reparar la red eléctrica antes de instalar renovables a gran escala. Calcula que 700 a 800 megavatios renovables para 2033 son factibles. Los otros pasos atienden a los estados petroleros, a los trabajadores del sector y a la minería ilegal en Guayana.

Seis semanas después

El libro cerró sus datos el 29 de septiembre. Desde entonces, sus advertencias han ganado actualidad. El 12 de octubre, más de cien académicos, economistas, dirigentes y gremios firmaron un manifiesto que pide suspender el acuerdo por su «extrema opacidad y precariedad legal». El 13 de octubre, NABEP anunció la llegada de sus primeros taladros, justo el cuello de botella que el libro identifica (lo contamos aquí). Y el texto íntegro sigue sin publicarse (lo que se sabe y lo que no).

¿Qué falta, exactamente?

1. Números para el fondo: el libro explica bien cómo debe funcionar el Fondo de Transición, pero no propone qué precio de referencia usar ni cuánto dinero reuniría con la producción actual. Sin esa cifra, la propuesta cuesta más de discutir.
2. Quién la ejecuta: la hoja de ruta exige instituciones que hoy no existen, y el libro no dice qué gobierno ni qué mayoría la impulsaría ni en qué orden, frente a una autoridad que firmó el acuerdo tal como está.
3. El operador real: el libro describe a NABEP como una empresa casi desconocida con tres proyectos en el país, pero no analiza su producción declarada, unos 200.000 barriles diarios según la propia compañía, que es su principal carta de presentación.

Veredicto

Es el material más ordenado que hemos leído para entender qué se firmó, qué se discute y qué se podría hacer con la renta. Su mayor acierto es cambiar la pregunta. Su mayor límite es que, entre el diagnóstico y la propuesta, falta el camino político para llegar de uno a otro.

Ficha

1. Título: Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050. ¿Acuerdo petrolero o transición energética?
2. Autor: Juan Carlos Sánchez M.
3. Edición: Grupo Orinoco, primera edición, septiembre de 2026; 53 páginas, con cinco figuras, nueve tablas, referencias en formato APA y glosario
4. Estructura: introducción, ocho capítulos y conclusiones

Fuentes principales: Juan Carlos Sánchez M., Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050. ¿Acuerdo petrolero o transición energética?, libro didáctico, primera edición, septiembre de 2026 (Grupo Orinoco); El Nacional (12 y 13 de octubre de 2026); Finanzas Digital, con información de Bloomberg (10 de septiembre de 2026).

ECONOMÍA · PETRÓLEO

La operadora del acuerdo petrolero con Estados Unidos anunció 11 equipos de mantenimiento de pozos y 2 taladros de perforación. Es una señal de actividad. Pero un libro publicado en septiembre advierte que la meta no la limitan las reservas sino tres cuellos de botella: electricidad, equipos y diluyentes.

NABEP presentó la llegada de 11 equipos de workover, los que reacondicionan pozos ya perforados, como «el primer ingreso de sistemas móviles de este tipo al país en más de 15 años», según El Nacional. A ellos se suman 2 taladros de perforación que, de acuerdo con la empresa, llegaron el 7 de octubre. Su director ejecutivo, Alejandro Betancourt, lo resumió así: «Nabep avanza de manera firme en el aumento de la producción petrolera».

La empresa dice producir hoy más de 200.000 barriles diarios, frente a unos 18.000 hace dos años, y tener 5.000 trabajadores directos y 10.000 contratistas. En septiembre le dijo a Bloomberg que quiere llegar a 500.000 barriles diarios a finales de 2028. Todas esas cifras son de la compañía.

Las tres válvulas

El dato importa porque los taladros son uno de los tres cuellos de botella que identifica Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050, el libro de Juan Carlos Sánchez M., especialista en cambio climático y profesor de la Universidad Central de Venezuela (nuestra reseña). Su imagen es la de tres válvulas en una misma tubería: basta con que una esté cerrada para que el petróleo no fluya. Y su conclusión es que la meta de producción «no está limitada por las reservas, sino por la infraestructura habilitante».

Fuente: Sánchez M. (2026), con datos de Banca y Negocios, Baker Hughes y Deutsche Welle.

Electricidad. La Faja necesita mucha energía para bombear, calentar y mejorar un crudo extrapesado. Venezuela tiene, sobre el papel, entre 34.000 y 36.000 megavatios instalados, pero genera de forma efectiva entre 9.000 y 11.000, según los datos que recoge el libro. Solo en el primer trimestre de 2026 la industria sufrió 47 cortes no programados, unos cuatro por semana.

Equipos y personal. Según el recuento de Baker Hughes que cita el libro, en el país había apenas 2 taladros de perforación activos; para sostener las metas de 2028 harían falta unos 50, y cerca de 80 al final de la década. En otras épocas operaban un centenar a la vez. El autor añade una advertencia que ningún comunicado resuelve: «Un taladro puede importarse; un equipo humano con experiencia en crudos extrapesados tarda años en formarse».

Diluyentes. El crudo de la Faja tiene entre 8° y 9,5° API: es tan denso que hay que mezclarlo con nafta o crudo liviano para moverlo por oleoducto y venderlo como Merey 16. Venezuela no produce suficiente diluyente y lo importa. Cada barril adicional exige su propio diluyente, con buques, tanques y muelles. «El dinero se puede transferir por cable en un segundo; un taladro no, un transformador no, y un cargamento de nafta tampoco», escribe Sánchez.

Una decisión que no es técnica

El libro señala un conflicto que se verá pronto: si la electricidad que se recupere se destina primero a los campos petroleros mientras siguen los apagones en las casas, el resultado previsible es la protesta. Repartir la electricidad, escribe, «es una decisión distributiva de primer orden y no un asunto meramente técnico».

Criterio: tres pruebas

1. Taladros trabajando, no llegando: el recuento mensual de Baker Hughes dirá si los equipos anunciados se suman a la actividad del país.
2. Diluyente asegurado: cuánta nafta y crudo liviano se importa y por qué puertos. Sin ese dato, ninguna meta en la Faja es creíble.
3. Producción verificable: cifras de producción por campo publicadas por una fuente distinta a la empresa. Hoy no existen.

¿Qué falta, exactamente?

Falta saber en qué campos trabajarán los equipos, porque ni siquiera hay un registro oficial público de cuáles son los 17. Y falta que alguien distinto de la empresa confirme sus números.

Fuentes principales: El Nacional, «Nabep incorpora nuevos taladros de perforación y mantenimiento en campos petroleros de Venezuela» (13 de octubre de 2026), con base en un comunicado de la empresa; Finanzas Digital, «NABEP busca elevar su producción a 500.000 barriles diarios para 2028» (10 de septiembre de 2026); Juan Carlos Sánchez M., Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050. ¿Acuerdo petrolero o transición energética?, libro didáctico, primera edición, septiembre de 2026.

ECONOMÍA · ENERGÍA

Tener el petróleo bajo tierra no garantiza que valga algo cuando salga. Venezuela, con crudos pesados, caros y de altas emisiones, está entre los países más expuestos a que sus reservas pierdan valor antes de agotarse. El concepto que conviene entender antes de comprometer inversiones hasta 2068.

En el debate venezolano, las reservas se cuentan como riqueza garantizada: unos 303.806 millones de barriles probados, según el Ministerio de Hidrocarburos. El libro de Juan Carlos Sánchez M., profesor de la Universidad Central de Venezuela y autor principal del informe especial del IPCC sobre captura y almacenamiento de carbono (nuestra reseña) pone una pregunta al lado de esa cifra: ¿cuánto valdrán esos barriles cuando por fin se puedan sacar? Lo resume una frase que recorre el texto: «Las reservas del subsuelo no garantizan barriles en la superficie».

Qué es un activo varado

Es un activo que pierde valor antes de lo previsto: una refinería que deja de ser rentable a mitad de su vida útil, un oleoducto que se queda sin crudo que mover, un yacimiento que ya no conviene explotar. El término se popularizó a partir de 2011, con el informe Unburnable Carbon de Carbon Tracker, y lo desarrolló el académico Ben Caldecott, de la Universidad de Oxford.

Por qué Venezuela está más expuesta

El crudo de la Faja es extrapesado (entre 8° y 9,5° API), ácido y necesita mucha energía, diluyentes y logística para salir al mercado. Eso lo ubica entre los barriles más caros y con más emisiones del mundo. Si la demanda se contrae, el libro sostiene que serán «los primeros crudos desplazados del mercado». Ya hay una señal: el Merey 16 se vende con un descuento de entre US$18 y US$20 por barril frente al Brent y el WTI.

Dos pronósticos, una decisión

El problema es que nadie sabe cuándo llegará ese momento, y las dos referencias del sector no podrían estar más lejos:

1. La OPEP proyecta que la demanda mundial seguirá creciendo hasta unos 124 millones de barriles diarios en 2050, sin pico a la vista.
2. La Agencia Internacional de Energía tiene escenarios en los que la demanda toca techo hacia 2030, en unos 102 millones de barriles diarios, y luego baja; también tiene uno, con las políticas actuales, sin pico antes de 2050.

Entre una visión y otra hay decenas de millones de barriles diarios. Para Sánchez, de esa diferencia depende si la Faja seguirá siendo un activo estratégico o se convertirá en uno varado. Y propone una regla práctica: una inversión decidida en 2027, con vida útil hasta 2068, debe funcionar en ambos futuros, no solo en el más optimista. «Cuando dos instituciones competentes divergen tanto, la respuesta correcta no es elegir un bando», escribe.

Volumen no es valor

La figura central del libro muestra dos curvas entre 2026 y 2050: la del volumen producido, que sube y se mantiene, y la del valor de ese petróleo, que sube hasta mediados de la década de 2030 y luego cae. La zona entre ambas la rotula «zona de peligro». El punto de quiebre está dibujado de forma ilustrativa, advierte el autor, pero la idea es firme: el volumen puede sostenerse mientras el margen se comprime por la caída del precio, las penalizaciones a las emisiones o la pérdida de mercados.

Eso conecta con el acuerdo petrolero con Estados Unidos. Si los inversionistas solo se interesan por los campos maduros del Zulia, más baratos y rápidos, y la Faja recibe poco desarrollo, el país puede quedar atado a una renta corta y a una infraestructura pensada para durar 40 años.

Lo que propone el libro

1. Evaluar campo por campo la rentabilidad bajo tres velocidades de transición global, lenta, intermedia y acelerada, para saber cuáles vale la pena desarrollar.
2. Bajar las emisiones de la producción, empezando por la quema y el venteo de gas en los mechurrios del norte de Monagas, para que el crudo siga siendo vendible en mercados más exigentes.
3. Ahorrar parte de la renta en un Fondo de Transición Energética, para que la diversificación esté construida antes de que el ingreso caiga.

¿Qué falta, exactamente?

Falta esa evaluación nacional. Venezuela no tiene hoy una institución dedicada a estudiar estos escenarios, y el acuerdo se firmó sin que se conozca ningún análisis de este tipo.

Fuentes principales: Juan Carlos Sánchez M., Hoja de Ruta Energética de Venezuela 2026-2050. ¿Acuerdo petrolero o transición energética?, libro didáctico, primera edición, septiembre de 2026, que cita a la OPEP (vía S&P Global, junio de 2026), a la Agencia Internacional de Energía (World Energy Outlook 2025), a Carbon Tracker Initiative (2011), a B. Caldecott (2018) y a Banca y Negocios (28 de septiembre de 2026).