Mutuactivos Semanal | Utilizar el crudo venezolano as is
Por Ignacio Dolz de Espejo, director de Soluciones de Inversión y Producto de Mutuactivos.
Antes de empezar a hablar de Venezuela resumimos brevemente lo que fue un buen mes de diciembre y aprovechamos para recordarles que en unos días publicaremos la carta trimestral de nuestro director de Inversiones. Diciembre de 2025 cerró en positivo tanto para la economía como para los mercados: el crecimiento “resistió”, la inflación siguió moderándose en las principales economías desarrolladas acercándose a los objetivos de los bancos centrales y permitió que la FED y el Banco de Inglaterra pudiesen bajar tipos. Sin embargo, en los mercados secundarios, la rentabilidad de la deuda se movió al alza (y los precios a la baja) con un desplazamiento hacia arriba de todos los plazos de entre 10 y 15 puntos básicos en la zona euro y un aumento de la pendiente de la curva en EE.UU.. En el primer caso el movimiento reflejó la situación fiscal del país y en el segundo, las declaraciones del miembro del BCE Isabel Schnabel acerca de la posibilidad de subir tipos en Europa en 2026. Los diferenciales de crédito siguen a niveles muy estrechos y aun por debajo de los de noviembre. El S&P 500 y el Nasdaq cerraron diciembre prácticamente planos (aunque con volatilidad), mientras que el IBEX subió un 6%, emergentes un 3% y el Eurostoxx un 2% para acabar un magnífico año.
Vamos con Venezuela
El país tiene las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, unos 303.000 millones de barriles, lo que equivale al 17% del total. Sobre el papel, esto la situaría por delante de Arabia Saudí, pero hoy apenas produce un millón de barriles diarios, el 1% de la oferta mundial. En sus máximos, llegó a producir cerca de 3,5 millones de barriles al día, más del 7% del mercado global. Pero la mala gestión, la falta de inversión y las sanciones han llevado a la industria al colapso. Incluso si pudiese aumentar la producción de un día para otro (no es el caso), tiene un tipo de petróleo que no es tan fácil de utilizar como el saudí. Suponiendo que EE.UU. acabe controlando Venezuela, ¿podría recuperar su antiguo esplendor como gran exportador? El país tiene mucho crudo, pero es extrapesado, con alto contenido de azufre, y su infraestructura está devastada. Cualquier plan para aprovecharlo exige inversiones muy elevadas, tiempo y estabilidad política. Por tanto, es difícil que se pudiese conseguir. Empecemos explicando algo. El American Petroleum Institute (API) es el organismo que desarrolló la escala para medir la densidad del petróleo. Los grados API indican cuán ligero o pesado es un crudo. Cuanto menor es el grado API, más complejo y costoso es producir y refinar ese petróleo: el crudo ligero tiene más de 30° API (fluye fácilmente y se refina más fácil y barato). Es el de Arabia Saudí. El siguiente sería el crudo pesado, que tiene menos de 20° API (es más denso y difícil de extraer y transportar). Es el de Kuwait. Y por último tenemos el crudo extrapesado, el venezolano, 8–10° API (es muy viscoso y necesita calor y diluyentes para moverse), que es el caso de la Faja del Orinoco en Venezuela, que además tiene alto contenido de azufre y metales.
Todo lo anterior implica procesos costosos: inyección de vapor, uso de diluyentes, plantas y refinerías complejas para eliminar impurezas y convertirlo en crudo sintético, como las del Golfo de EE.UU., diseñadas para procesar crudos pesados como los de Canadá, México y Venezuela. Cada paso añade costes. Producir un barril en Venezuela puede superar los 30-40 dólares, frente a menos de 10 en Oriente Medio. Además, su calidad inferior hace que se venda con descuento: suele cotizar unos 20 dólares por debajo del Brent. Si el Brent está a 60 dólares, Venezuela recibiría unos 38, lo que hace que, en teoría, la operación pueda no tener sentido económico para EE.UU. o sus petroleras. Sin embargo, las refinerías de EE.UU. verían con muy buenos ojos la vuelta del crudo venezolano porque tienen plantas específicamente preparadas para refinar ese tipo de crudo. Recordemos que hoy refinan las arenas bituminosas de Canadá, igual o más complejas que el crudo venezolano. La inversión ya está hecha y, por tanto, el cote marginal es muy bajo. Pero primero hay que aumentar la extracción de crudo. PDVSA y sus instalaciones llevan años sin mantenimiento, con corrupción y sanciones que han paralizado pozos, deteriorado oleoductos y reducido refinerías a una fracción de su capacidad. Reiniciar la industria implica reconstruir todo el ecosistema: pozos, tuberías, plantas, logística y suministro eléctrico. Las cifras son astronómicas: se habla de más de 100.000 millones de dólares en una década para llegar a niveles muy elevados de producción. Incluso llevar extracción a 2,5 millones de barriles diarios, exigiría entre 10.000 y 15.000 millones anuales durante 8– 10 años.
Y no basta con dinero: hacen falta años y capital humano cualificado. En el mejor escenario, Venezuela podría alcanzar 1,3– 1,5 millones de barriles en un par de años y, solo en condiciones muy favorables, llegar a 2,5 millones hacia 2030 Por tanto, volver a los niveles de 2006-2008 antes de las nacionalizaciones (3 millones de barriles día) parece improbable antes de la próxima década.
¿Y quién va a poner el dinero?
Las grandes petroleras estadounidenses son candidatas naturales: ExxonMobil, Chevron y, quizá, ConocoPhillips, junto a europeas como Repsol, Shell o TotalEnergies. Pero muchas ya tienen cicatrices. Exxon perdió sus activos en Venezuela en 2007 y no volverá sin garantías jurídicas. Chevron, que nunca se fue, parte con ventaja: produce unos 200.000 barriles diarios allí y conoce el terreno, aunque necesitaría socios para proyectos tan importantes. Pero invertir miles de millones puede no tiene sentido si el Brent se estabiliza en 55–60 dólares. Y aquí surge otro problema: Venezuela solo será atractiva si el petróleo está caro, pero si logra aumentar producción, contribuirá a abaratarlo. Si pasa del 1% de la producción mundial que tiene hoy al 3% (llegar a 3 millones de barriles día), sí podría impactar en el precio global. Esto beneficiaría a consumidores y países importadores, pero complicaría la vida a productores de alto coste como los de arenas bituminosas de Canadá, Rusia y los de shale gas (gas pizarra o de esquisto) de EE.UU.
Y aquí viene el punto que no hemos visto en prensa: EE.UU. podría optar por un enfoque pragmático: aprovechar el millón de barriles que Venezuela ya produce TAL y COMO ESTÁ, con mínimas inversiones. Para ello tiene varias opciones:
1) Redirigirlo a sus refinerías del Golfo, diseñadas para crudos pesados para generar diésel y jet fuel sin esperar años ni invertir miles de millones en Venezuela.
2) El crudo pesado venezolano puede mezclarse con shale ultraligero para optimizar el rendimiento de las refinerías.
3) Aún más interesante: hay usos directos, como generación eléctrica y asfalto. Es un plan rápido, barato y con ventajas geopolíticas: reduce rápido la dependencia de Oriente Medio, quita barriles a China y presiona (ligeramente) a la baja los precios globales.
Para los inversores, el panorama combina oportunidades y riesgos. El mercado petrolero se moverá entre la expectativa de más oferta y el riesgo de que nada cambie. Las grandes petroleras podrían beneficiarse si se abren proyectos en Venezuela, pero sería un juego a muy largo plazo, con grandes inversiones y retornos inciertos. Mucho más atractiva parece la apuesta por las refinerías estadounidenses, que mejorarían márgenes con crudo pesado barato y una “mínima” inversión en EE.UU., también para las empresas de servicios petrolíferos, que participarían en la eventual reconstrucción.
