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Todo el debate gira en torno a los 65.000 millones de barriles comprometidos. Hay un número anterior que decide cuántos de esos barriles existen de verdad.

La discusión pública gira en torno a 65.000 millones de barriles. Hay un número anterior que decide cuántos de esos barriles llegan realmente a la superficie.

El factor de recuperación

Según explicó Humberto Calderón Berti el 31 de agosto de 2026, de cada cien barriles que hay en la faja del Orinoco se pueden extraer entre seis y siete. El resto se queda abajo.

Ese porcentaje se llama factor de recuperación y es el dato que separa el petróleo que existe del petróleo que se puede vender.

En yacimientos convencionales de crudo liviano, ese factor puede superar el treinta por ciento y, con tecnologías de recuperación mejorada, llegar más arriba. En crudos extrapesados como los de la faja, la cifra cae drásticamente porque el petróleo es tan viscoso que no fluye por sí solo.

Por qué la faja es cara

Calderón Berti desglosó el costo de una manera que ordena la comparación.

Un pozo en la faja cuesta, según sus cifras, alrededor de seis millones de dólares. Un pozo exploratorio en aguas profundas puede costar entre 150 y 170 millones, y uno nuevo convencional entre 50 y 60.

Es decir, perforar en la faja es comparativamente barato.

Lo caro viene después. El crudo extrapesado necesita diluirse con crudos livianos o nafta para poder transportarse, o pasar por procesos de mejoramiento que elevan su calidad. El diluente hay que comprarlo, transportarlo e inyectarlo de forma continua, y su costo es sostenido en el tiempo.

De modo que la ecuación de la faja no se define en el pozo. Se define en la logística.

Por qué esto importa para el acuerdo

Aquí está la consecuencia práctica y nadie la ha planteado.

Si los diecisiete campos comprometidos son mayoritariamente de la faja, el volumen recuperable con tecnología convencional sería una fracción pequeña del volumen anunciado.

Y si buena parte de la inversión debe destinarse a diluentes, mejoradores y electricidad antes de que salga el primer barril adicional, el calendario de producción se alarga y la relación entre inversión y barriles producidos empeora.

Nada de eso invalida el acuerdo. Explica por qué los términos fiscales tienen que ser distintos de los de un yacimiento convencional, que es exactamente el argumento que el propio Calderón Berti utiliza para sostener que una regalía del treinta por ciento haría inviable la operación.

El otro lado del mismo número

Y de ahí sale la parte optimista de su argumento, que también conviene registrar.

Cada punto porcentual que se logre aumentar el factor de recuperación de la faja equivale a miles de millones de barriles adicionales. La aritmética es sencilla: sobre una base de recursos de esa magnitud, un uno por ciento es una cifra enorme.

Ese es el aporte tecnológico que, según él, justifica la presencia de empresas con capacidad de investigación. No producir más rápido: producir una proporción mayor de lo que hay.

Es la diferencia entre extraer un recurso y aprovecharlo.

La entrevista completa está disponible en el canal de la periodista Nitu Pérez Osuna: ver la conversación.

Fuentes principales: Entrevista a Humberto Calderón Berti, disponible en https://youtu.be/JkJVCvfkcwM · conducida por la periodista Nitu Pérez Osuna, difundida el 31 de agosto de 2026. Literatura técnica sobre factores de recuperación en crudos extrapesados y sobre procesos de dilución y mejoramiento.

Uno de los datos que faltaban ya es oficial. Y al incorporarlo al cálculo, la proyección de ingresos sigue sin coincidir consigo misma.

El plazo del acuerdo petrolero es de veinticinco años, según precisó la presidenta encargada Delcy Rodríguez en declaraciones difundidas el 31 de agosto de 2026.

En la misma intervención confirmó los diecisiete campos, la meta de superar 1,5 millones de barriles diarios y una cifra cercana a los 210.000 millones de dólares para las arcas del Estado. Sostuvo además que Venezuela mantiene la propiedad y la soberanía sobre sus recursos naturales.

Una pregunta menos

El plazo era uno de los datos ausentes en el anuncio del 28 de agosto y en el comunicado oficial del mismo día. Ahora consta.

Veinticinco años es, además, un plazo convencional para una empresa mixta en la industria, y está muy por debajo del siglo que mencionaban los reportes de prensa previos, que ninguna de las dos partes ha confirmado.

Ese dato, por sí solo, desactiva buena parte de la discusión sobre el arrendamiento centenario.

La cuenta que sigue sin cerrar

Con el plazo confirmado, la comprobación aritmética se puede completar. Y no cuadra.

Una producción de 1,5 millones de barriles diarios durante veinticinco años arroja unos 13.688 millones de barriles.

Si la proyección de ingresos del Estado es de unos 210.000 millones de dólares, la participación equivale a alrededor de 15,3 dólares por barril producido.

La propia presidenta encargada había señalado que la cifra representaba cerca de 19 dólares por barril producido y vendido.

Los dos números no coinciden, y la diferencia acumulada supera los 50.000 millones de dólares.

Las explicaciones posibles

Ninguna se puede confirmar sin la memoria de cálculo, y las tres son razonables.

La curva de producción. La meta de 1,5 millones no se alcanza el primer día. Si el promedio del período es mayor que esa cifra, el volumen total sube y el resultado por barril baja. Si es menor, ocurre lo contrario.

El valor presente. Un flujo de veinticinco años descontado a valor de hoy es sustancialmente menor que su suma nominal.

El precio de referencia. La proyección se calculó con un barril a 65 dólares. Cualquier variación mueve el resultado.

Lo que falta pedir

Una sola cosa, y no es un secreto comercial: la memoria de cálculo. Volumen anual proyectado, precio de referencia por año, tasa de descuento si la hay, y los porcentajes de regalía e impuesto aplicados.

Con eso, la cifra se verifica en una hoja de cálculo. Sin eso, dos números oficiales que no coinciden entre sí seguirán circulando como si fueran el mismo.

La base de la corrección está explicada en la nota de corrección sobre el cálculo de tributos por barril y en la pieza sobre los diecinueve dólares por barril.

Fuentes principales: Declaraciones de Delcy Rodríguez difundidas el 31 de agosto de 2026, reseñadas por Aporrea y El Pitazo. Comunicado oficial del Gobierno venezolano del 28 de agosto de 2026.

La respuesta fue breve y remitió la decisión a Caracas. El problema es que el propio acuerdo reduce el margen de esa decisión.

Consultado el 31 de agosto de 2026 sobre el futuro de Venezuela dentro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, el presidente estadounidense respondió que no lo sabe y que «eso depende de ellos».

La respuesta es breve y remite la decisión a Caracas. Conviene examinar cuánta decisión queda ahí.

La aritmética de la cuota

La membresía en el organismo implica aceptar un techo de producción negociado colectivamente.

El acuerdo anunciado contempla elevar la producción venezolana por encima de 1,5 millones de barriles diarios, con desarrollo de diecisiete campos y un horizonte de veinticinco años, según las cifras oficiales.

Un país que se compromete contractualmente a un programa de expansión no puede, al mismo tiempo, aceptar un techo fijado por otros. Si el techo baja, incumple con el socio. Si produce por encima del techo, incumple con el organismo.

De modo que la decisión existe formalmente y su margen es estrecho.

Por qué la no respuesta es informativa

Un compromiso de producción de esa magnitud tiene consecuencias directas sobre la política de cuotas de un organismo del que Venezuela es miembro fundador desde 1960.

Que el jefe de Estado del país que promueve el acuerdo remita esa consecuencia a la contraparte, sin más, deja abierta la pregunta de si el asunto se discutió en la negociación.

Puede que no se haya discutido, porque formalmente no le corresponde. Puede que se haya discutido y no se comunique. Las dos son plausibles y la respuesta no permite distinguir.

Lo que hay que vigilar

Tres señales, todas públicas.

Las cuotas asignadas a Venezuela en las próximas reuniones del organismo y si el país las acepta.

La producción reportada mes a mes, y si supera el techo asignado.

Cualquier comunicación formal de retiro, que tiene procedimiento propio y plazos establecidos en el estatuto.

La tercera es la única que zanja el asunto. Las dos primeras lo anticipan.

La evaluación previa sobre una eventual salida de Venezuela de la OPEP ofrece el antecedente de esta respuesta.

Fuentes principales: Declaraciones de Donald Trump en la Casa Blanca el 31 de agosto de 2026, reseñadas por La Patilla. Reporte de Bloomberg del 27 de agosto de 2026 sobre la evaluación de una salida del organismo. Cifras oficiales del acuerdo difundidas el 31 de agosto de 2026.