Economía
Washington podrá comprar el 20% de la producción a costo
Comprar a costo de producción no es comprar barato. Es comprar sin que exista margen para el vendedor.
Alianza INCÍSOS + El Canal de Nitu
Es la cláusula más consecuente del documento y la que menos atención ha recibido. Define a qué precio sale una quinta parte del crudo.
| Qué | El Departamento de Estado obtiene el derecho a comprar a costo de producción un 20% garantizado de la producción de todos los campos. |
|---|---|
| Quién | Departamento de Estado de Estados Unidos; North American Blue Energy Partners. |
| Cuándo | Según la hoja de términos del 31 de agosto de 2026. |
| Dónde | Venezuela y Estados Unidos. |
| Por qué | El precio de venta determina la base sobre la cual se calculan regalías e impuestos. |
| Cómo | Mediante un derecho de compra garantizado, con preferencia sobre el resto de la producción. |
Entre todas las cláusulas del documento hay una que decide más que el plazo y que el volumen, y es la que menos atención ha recibido.
El Departamento de Estado estadounidense obtiene el derecho a comprar, a costo de producción, un 20% garantizado de la producción de todos los campos presentes y futuros que opere la empresa. Y obtiene derecho de preferencia sobre el resto.
El documento señala que ese suministro permitiría reponer la reserva estratégica de petróleo y atender usos militares y otros usos sensibles.
Qué significa comprar a costo de producción
No significa comprar barato. Significa comprar sin margen.
El precio de un barril tiene tres capas: el costo de producirlo, la renta que se lleva quien lo produce y la renta que se lleva el Estado propietario del recurso por vía de regalías e impuestos.
Una venta a costo de producción elimina las dos últimas. El comprador paga lo que costó sacarlo y nada más.
La consecuencia fiscal
Aquí está el punto que ninguna cobertura ha planteado.
Las regalías y los impuestos petroleros se calculan sobre el valor de la producción. Si una quinta parte del crudo se transfiere a costo, esa porción genera un valor de referencia mínimo, y por tanto una base imponible mínima.
De modo que la cláusula no solo determina a qué precio compra una de las partes. Determina también, indirectamente, sobre qué monto cobra la otra.
Sin conocer el texto del contrato no se puede afirmar cómo se resuelve eso. Existen fórmulas que lo corrigen: valorar el barril transferido a precio de mercado a efectos fiscales aunque se entregue a costo, por ejemplo. Es una técnica habitual y estaría, si existe, en el articulado.
Pero es exactamente la pregunta que hay que hacer, y hay que hacerla antes de que se firme.
Cómo se cruza con la cifra oficial
El propio documento indica que la empresa pagaría unos 200.000 millones de dólares en regalías e impuestos durante los primeros veinticinco años.
Esa cifra es compatible con la que anunció el Gobierno venezolano. Lo que no consta es sobre qué base de precios se calculó, ni si el 20% transferido a costo entra o no en ese cálculo.
Las dos preguntas
Primera. ¿El 20% entregado a costo de producción tributa como si se hubiera vendido a precio de mercado?
Segunda. ¿Qué se entiende por costo de producción, quién lo audita y cómo se verifica?
La segunda importa tanto como la primera. En una operación donde los auditores los designa una de las partes, la definición de costo deja de ser un asunto contable y pasa a ser un término económico del acuerdo.
Fuentes principales: Hoja de términos publicada por la Casa Blanca el lunes 31 de agosto de 2026, difundida también por la Embajada de Estados Unidos en Caracas. Reportes de CNBC, CBS News, NPR, NBC News y Al Jazeera del 31 de agosto y 1 de septiembre de 2026.
Alfredo Yánez
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Economía
Dos grandes petroleras pusieron condiciones que el acuerdo no resuelve
La estructura del acuerdo se explica por esa negativa previa. Y las razones que la motivaron siguen intactas.
Alianza INCÍSOS + El Canal de Nitu
Antes de que existiera este esquema hubo una negativa. Entender qué la motivó explica por qué el acuerdo tiene la forma que tiene.
| Qué | Las grandes petroleras estadounidenses condicionaron su entrada a Venezuela a la legitimidad institucional y a la resolución de la deuda. |
|---|---|
| Quién | Empresas petroleras internacionales; Estado venezolano; acreedores. |
| Cuándo | Condiciones planteadas desde 2022, reiteradas en el proceso actual. |
| Dónde | Venezuela. |
| Por qué | El riesgo de embargo de cargamentos y la ausencia de garantías legales desincentivan la operación. |
| Cómo | Mediante negativas expresas de las compañías a operar sin esas condiciones. |
El esquema anunciado no surgió en el vacío. Surgió después de una negativa.
Según explicó el analista Antonio de la Cruz, las grandes petroleras estadounidenses fueron consultadas y plantearon condiciones distintas.
Una condicionó su entrada a que existiera legitimidad institucional, con el antecedente de haber perdido campos por cambios en las reglas.
Otra puso una condición patrimonial: resolver el problema de la deuda externa venezolana, que según las cifras que mencionó habría pasado de unos 160.000 millones de dólares a estimaciones de 240.000 o 250.000 millones.
Por qué la deuda bloquea la operación
El razonamiento es técnico y explica más que cualquier declaración.
Cuando una empresa exporta crudo desde un país con deuda impaga y con acreedores litigando, existe el riesgo de que un tribunal extranjero ordene el embargo del cargamento para satisfacer esas acreencias.
Ese riesgo se agrava cuando la estatal petrolera es considerada, en litigios internacionales, una extensión patrimonial del Estado. Bajo esa doctrina, los bienes de la empresa responden por las deudas del país.
Un buque cargado es un activo localizable, identificable y detenible en cualquier puerto. Para una compañía, arriesgar un cargamento por un pleito ajeno es un riesgo que no compensa.
Lo que el esquema resuelve
El diseño anunciado no elimina esas condiciones. Las rodea.
Al canalizar la operación a través de un operador con protección externa, participación de un socio estadounidense y derechos preferentes de compra, se busca reducir el riesgo para quien entra, sin haber resuelto ni la legitimidad ni la deuda.
Es una solución de ingeniería contractual, no de saneamiento.
Lo que eso implica hacia adelante
Las dos condiciones siguen pendientes, y ambas tienen fecha de vencimiento propia.
La deuda no desaparece porque se produzca más petróleo. Al contrario: más exportación significa más cargamentos expuestos y más incentivo para que los acreedores actúen.
La legitimidad institucional es la que determina si un contrato firmado hoy resiste una revisión mañana.
Mientras ninguna de las dos se resuelva, las compañías que pusieron esas condiciones seguirán, previsiblemente, fuera. Y la operación dependerá de quienes acepten el riesgo que aquellas rechazaron.
Eso no es un juicio moral. Es una descripción de quién queda en la mesa.
La entrevista completa está disponible en el canal de la periodista Nitu Pérez Osuna: ver la conversación.
Fuentes principales: Hoja de términos difundida por la Casa Blanca el 31 de agosto de 2026. Entrevista a Antonio de la Cruz, director de Inter American Trends, conducida por la periodista Nitu Pérez Osuna y difundida el 1 de septiembre de 2026, disponible en https://youtu.be/MbAya9vJsgQ. Información pública sobre litigios de acreedores contra el Estado venezolano y su empresa estatal petrolera.
Economía
La firma del convenio abriría por fin la vía para verificar sus términos
Durante cinco días se ha discutido sobre un documento que nadie ha leído. La firma cambia eso, aunque el texto no se publique.
La firma del convenio abriría por fin la vía para verificar sus términos
Aunque el texto no se haga público, la firma genera obligaciones de reporte que permiten reconstruir buena parte de sus condiciones.
| Qué | La suscripción del convenio activaría obligaciones de registro y reporte que permiten verificar sus términos. |
|---|---|
| Quién | Estado venezolano; empresas participantes; reguladores de mercados de valores. |
| Cuándo | A partir de la eventual firma, anticipada para la primera semana de septiembre de 2026. |
| Dónde | Venezuela y Estados Unidos. |
| Por qué | Los contratos generan rastros documentales que los anuncios no generan. |
| Cómo | Mediante publicación en Gaceta Oficial y reportes obligatorios ante reguladores. |
Durante cinco días se ha discutido públicamente un documento que nadie ha leído. La firma cambia eso, aunque el texto no llegue a publicarse.
Los cuatro rastros
La Gaceta Oficial. Los actos que autorizan o aprueban contratos de interés público se publican. También los decretos y resoluciones que asignan áreas o crean empresas mixtas. Ese conjunto permite reconstruir el perímetro de la operación.
Los reportes de compromisos materiales. Las empresas que cotizan en mercados estadounidenses están obligadas a informar acuerdos relevantes. Esos reportes suelen incluir el objeto, la contraparte, la duración y, con frecuencia, los compromisos de inversión.
Los informes anuales. En el apartado de reservas por país, las compañías detallan qué volúmenes incorporan y bajo qué régimen contractual. Es el documento que revela cómo se contabiliza la operación.
Los registros societarios. La constitución de empresas mixtas o vehículos de propósito específico deja constancia de accionistas, porcentajes y objeto social.
Qué permitiría establecer cada uno
Con esos cuatro documentos, tres de las preguntas abiertas quedarían resueltas.
El instrumento jurídico aparece en los registros societarios y en los reportes de las empresas.
La contraparte queda identificada en el mismo lugar, con su denominación completa y su jurisdicción.
El plazo consta en cualquiera de los dos.
Quedaría abierta la más importante, que es la regalía y la alícuota pactadas, porque los reportes corporativos no siempre desglosan condiciones fiscales por contrato.
El calendario
Los reportes de compromisos materiales tienen plazos cortos, de días hábiles contados desde el hecho relevante. Los informes anuales llegan mucho después.
Eso significa que la primera ventana de verificación se abre en la semana siguiente a la firma, no en meses.
La consecuencia editorial
Todo lo que se ha publicado hasta ahora, incluido lo de esta casa, se apoya en anuncios, comunicados y declaraciones.
A partir de la firma, esa etapa termina. Y cualquier afirmación que no coincida con lo que digan esos cuatro registros tendrá que revisarse, venga de donde venga.
Fuentes principales: Normativa estadounidense sobre reportes de hechos relevantes de empresas cotizadas. Práctica de publicación de actos administrativos en la Gaceta Oficial venezolana.
Economía
De cada cien barriles de la faja solo salen seis
La reserva está probada. Lo que no está resuelto es cuánto de ella se puede sacar, y ese es el número que decide el negocio.
Alianza INCÍSOS + El Canal de Nitu
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.
| Qué | El factor de recuperación del crudo de la faja del Orinoco se sitúa en torno al seis o siete por ciento sin tecnologías adicionales. |
|---|---|
| Quién | Humberto Calderón Berti, exministro de Energía y Minas y expresidente de Petróleos de Venezuela. |
| Cuándo | Explicación ofrecida el 31 de agosto de 2026. |
| Dónde | Faja petrolífera del Orinoco, Venezuela. |
| Por qué | El factor de recuperación determina cuánto del petróleo existente puede extraerse efectivamente. |
| Cómo | Mediante producción en frío, dilución con crudos livianos o procesos de mejoramiento. |
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.
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