Juan Szabo: “En 2027, es posible algo así como un millón 500.000 barriles diarios”
ANDRÉS ROJAS JIMÉNEZ
El ingeniero de petróleo Juan Szabo fue uno de los protagonistas del proceso de Apertura Petrolera que se vivió en Venezuela en los años 90 del siglo pasado por su posición de Vicepresidente de Exploración y Producción de Petróleos de Venezuela (PDVSA) y presidente de la legendaria CVP (Corporación Venezolana del Petróleo).
Admite que la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos abre nuevamente una oportunidad para empresas foráneas y menciona como Venezuela vuelve a estar en la mira gracias a esta modificación legal y porque debido al conflicto bélico en Irán se perciba como un país alejado al margen de esa guerra, pero advierte sobre los elementos que pesan negativamente en la percepción de los inversionistas.
-Siempre que ha ocurrido un conflicto bélico en el Medio Oriente ha estado presente la pregunta sobre qué ocurre con el petróleo si se cierra el estrecho de Ormuz. ¿Se puede decir que está cerrado?
-Lo que está ocurriendo pone al mundo en un estado de conmoción porque por el estrecho de Ormuz pasa algo así como 20% del crudo que se comercia en el mundo y un porcentaje similar del gas licuado que viene de Qatar y del mismo Irán. Por eso la producción de gas y también de productos prácticamente está parada.
En otros conflictos, Irán siempre ha amenazado con cerrar el estrecho, pero en realidad nunca se ha cerrado y esta es la primera vez que realmente ocurre y eso ocurrió primeramente porque los barcos, al verse amenazados, las empresas de seguro retiraron las pólizas y los buques no están dispuestos a atravesar el estrecho sin seguro.
A eso se suma que ya dos barcos fueron blancos de misiles o drones iraníes. Por tanto, para efectos prácticos el estrecho está cerrado. Lo malo de esto es que con estas nuevas tecnologías de drones remotos y de largo alcance, no se prevé cómo en corto plazo se pueda resolver el problema.
-¿No hay otras formas de sacar ese petróleo o ese gas?
-No hay muchas alternativas de comercio frente al cierre de ese estrecho. La única vía de evitarlo es mediante un oleoducto que tiene Arabia Saudita, que lleva parte de su producción al Mar Rojo, pero ahí solamente se pueden manejar unos 4 millones o 5 millones de barriles diarios y estamos hablando de un total de 17 millones de barriles por día que pasan por el estrecho.
Entonces, hemos visto, cómo el precio del Brent aumentó por encima de los 100 dólares por barril, en Singapur el Jet Fuel está en casi 200 dólares por barril; y en Asia, el precio del gas licuado está en 25 dólares por millón de BTU, prácticamente más del doble de lo que estaba antes de la confrontación.
-¿Entonces está en lo cierto lo que dijo el ministro de Energía de Qatar, Saad bin Sherida Al Kaabi, que si continúa se puede generar una grave crisis económica mundial?
-Así es. Por supuesto, los países más afectados en el corto plazo son China e India, que reciben gran parte de sus suministros de esta región. China, por ejemplo, recibe algo así como 60% de Irán, entonces, es el primer afectado y sin duda que esta alza de precios va a generar un incremento de la inflación, y va a repercutir en presiones sobre las tasas de crecimiento económico prácticamente toda parte del mundo.
-El gobierno del presidente Trump ha decidido levantar las sanciones que había contra Rusia, sobre todo en lo que tiene que ver con la comercialización de su petróleo. ¿Esa medida soluciona en parte ese problema en la oferta de crudo?
-Eso es un paliativo que temporalmente va a servir, porque eso se refiere a un levantamiento temporal de las sanciones, y básicamente se limita a una cantidad de tanqueros que están anclados y que sirven en el Golfo de Omán. Es un inventario flotante de crudo ruso que no ha podido ser colocado precisamente por las sanciones. Entonces, esta revisión o suspensión temporal permite que estos tanqueros vayan o vendan su crudo a India, que había sido prohibido de hacerlo por las sanciones. Precisamente India ha estado solicitando comprar crudo venezolano para reemplazarlo por el de Rusia.
Quizás la decisión más importante en cuanto a balanceo del suministro de crudo es la decisión que por recomendación de la Agencia Internacional de Energía para que los países del G7 abran unos 400 millones de barriles de sus reservas estratégicas, que dependiendo de cuánto dure el conflicto en el estrecho de Ormuz, pueda tener un efecto positivo temporal de más largo aliento que el levantamiento de las sanciones temporales de Rusia.
-Los países europeos, cuando ocurren estos conflictos, siempre insisten mucho en la alternativa de las energías renovables para no depender de los hidrocarburos. ¿Qué es factible que eso ocurra? ¿Es una retórica política?
-Yo pienso que es una política muy inusual y poco entendible, porque si se ve el ejemplo de Noruega, nos damos cuenta que sí entendió la precariedad de las fuentes renovables en los balances energéticos y está explorando y aumentando su producción de gas y petróleo. En cambio, al otro lado de la frontera, en el Reino Unido se ha prohibido o ha parado actividad petrolera en el Mar del Norte, y al mismo tiempo otros países en Europa han cerrado yacimientos de gas que todavía tenían vida útil, entonces no se entiende muy bien la política, pero sin duda tiene que ver con el hecho de que la Unión Europea es un grupo de países que no tienen todos la misma orientación y la misma política, y que la burocracia está tomando el puesto más importante en las decisiones.
Por cierto, en Europa hay lutitas que podrían ser fracturadas y producir gas, lo que pasa es que las políticas ambientales erróneamente han logrado hacer que todo lo que se refiere a fractura hidráulica sea prohibido y tenga una connotación muy negativa porque lo relacionan con terremotos y contaminación del agua superficial, lo cual no es verdad.
VENEZUELA, POLÍTICA Y PETRÓLEO… RELOADED
-¿Cuál es el efecto de todos este conflicto para la economía venezolana y su producción petrolera?
-Irónicamente, para Venezuela hay dos efectos y ambos tienden a ser positivos. El primero es que los precios altos hacen que los ingresos por venta de crudos se incrementen, y por lo tanto, lo que se va a depositar en esos fondos controlados por Estados Unidos será marcadamente superior; y por otro lado, la incertidumbre y el riesgo que presenta todo el Medio Oriente, además del área donde está Ucrania y Rusia, presentarán incertidumbres en cuanto a inversión y desarrollo. Por tanto, las ganas de invertir de las empresas, en forma relativa, ha mejorado para Venezuela, teniendo en cuenta que geográficamente estamos muy alejados de todo este conflicto.
-¿La oferta de Venezuela no es limitada, tomando en cuenta que las posibilidades de incrementar la producción, en el mejor escenario, no supera 1,5 millones de barriles diarios y eso no se logra de un mes para otro?
-Yo pienso que las únicas empresas que pueden dar producción incremental son las que ya están en Venezuela y que básicamente están en dos grupos: uno que funcionaban bajo licencias de la OFAC antes de la salida de Nicolás Maduro como Chevron, Repsol, Maurel & Prom y posiblemente ENI, aunque esta última está como deshojando la margarita; y está el grupo de empresas que operan ahora como CPP (contratos de participación productiva) y que pasen a producir una vez que se adapten a la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos. Ahora, en estos momentos, el único que está activo es Chevron, que tiene sus actividades continuas prácticamente desde el principio de 2023.
-¿A cuánto puede aumentar la producción este año?
-Para el fin del 2026, yo pienso que la producción llegará a un millón de barriles diarios o un poco por encima de un millón, porque recordemos que ya estamos en marzo, es decir, casi que ya el primer trimestre pasó y todos estos contratos deben ponerse al día con la nueva ley y tienen que conseguir taladros. Ya se mencionó que Maurel & Prom introdujo uno en el lago de Maracaibo, que no se veía desde hace mucho tiempo.
-¿Y para el próximo año?
-En 2027, mis números son que al final del año se va a llegar a un millón 400.000 barriles diarios con estas mismas empresas; y con el contrato que se firmó con Shell es posible algo así como un millón 500.000 barriles diarios, pero por encima de eso yo no veo la actividad hasta que haya una situación estable, y estable yo pienso que es cuando haya un gobierno formal y no interino.
-Cuando se refiere al volumen de producción para este año y el próximo, ¿asume la cifra que la OPEP atribuye a fuentes secundarias porque oficialmente se informó que está por encima de un millón 100.000 barriles?
-Sí, exacto, inclusive mis números son un poco inferiores a las fuentes secundarias porque en las cifras de esas fuentes, en mi opinión, están contenidos algo de diluyentes que va directamente a los pozos en la faja del Orinoco. Mis números de principio del año estaban en 860.000 barriles diarios, pero durante enero cayó por el cierre de producción que hubo por el inventario tan elevado que se tenía. En febrero subió a 880.000 barriles y posiblemente en marzo aumente unos 10.000 barriles.
-¿Qué es más conveniente para una empresa transnacional que ya está en Venezuela: seguir en empresa mixta o migrar a lo que ahora llaman contratos para el desarrollo de actividades primarias? También le pregunto si para una empresa que viene por primera vez, ¿es mejor un CPP o buscar una empresa mixta?
-Yo creo que no son tan diferentes uno del otro.
-¿Por qué?
-En la empresa mixta, la reforma de la ley le permite que contrate a su socio minoritario o privado como operador y que tome los riesgos y las inversiones a nombre de la empresa mixta. El otro esquema es donde PDVSA o una filial contrate a una empresa de servicio para que haga la operación. Entonces, esos dos contratos son muy parecidos. Lo importante para el inversionista privado es que pueda manejar sus finanzas, toda su actividad y su operación.
Sin embargo, me parece que esta reforma de ley tiene una debilidad porque es extremadamente discrecional para el Estado y hay incertidumbre porque estamos frente a un Gobierno no electo democráticamente y mayoritariamente las inversiones buscan un gobierno estable que esté por un tiempo importante y que esté comprometido a no cambiar las reglas del juego como ha pasado en los últimos años.
-La reforma de la LOH permite un cobro regalía inferior a 30%, ¿Qué tasa sería atractiva par a los inversionistas? ¿20%, 15% o 10%?
-Todo depende de la combinación, porque esta nueva ley rediseña la escala porque mantiene una regalía máxima de 30%, un impuesto integral de hidrocarburos hasta un máximo de 15% y un impuesto sobre la renta también máximo de 50%. Si te vas a los máximos, realmente la mayoría de los negocios no son competitivos, pero entonces al mismo tiempo, negociar una combinación de estos tres factores es muy discrecional.
Entonces, a las empresas que están viendo inversiones les preocupa, que así como se acuerden esos niveles, podrían también ser cambiados. A mí me parece que una regalía fija y un impuesto sobre la renta que puede ser relacionado con los resultados financieros es más atractivo para los inversionistas que esta combinación de tres factores discrecionales.
PUBLICADO: 22 de marzo de 2026
