Venezuela quiere producir más petróleo. El problema es cómo sacarlo.

La Casa Blanca acaba de publicar cifras concretas sobre el acuerdo entre Estados Unidos y Venezuela. Reservas, concesiones, gobernanza, capital y compradores parecen estar integrándose dentro del mismo acuerdo. Pero debajo de toda esa arquitectura sigue apareciendo una pregunta:

Si el objetivo es aumentar la producción actual, ¿por dónde van a salir exactamente todos esos barriles?

Para una parte importante del petróleo incluido en ese documento, especialmente el crudo extrapesado de la Faja del Orinoco, la respuesta es José.

José no es simplemente un puerto que recibe petróleo y lo carga en buques. Es una puerta que funciona en ambas direcciones. Por un lado, recibe el diluyente que convierte el crudo extrapesado en una mezcla no solo transportable, sino comercialmente viable. Por el otro, tiene que exportar el volumen adicional de crudo que ese mismo diluyente permite producir. Cuanto más crece la Faja, más presión ejerce sobre ambos lados del mismo sistema.

No hay otro puerto esperando esos barriles. Los campos de la Faja están conectados a una cadena muy específica. Producción extrapesada, dilución, procesamiento, transporte por ductos, almacenamiento en tanques, bombeo hacia los muelles y carga en buques. Todo pasa por José.

En el occidente de Venezuela existen alternativas, pero atienden un sistema completamente distinto. Bajo Grande y el sistema del Lago de Maracaibo manejan crudos del Zulia, con sus propias restricciones de calado y navegación. Amuay y Cardón forman parte de un sistema que sirve principalmente al complejo refinador de Paraguaná. Actualmente no existe un ducto capaz de mover a escala el crudo de la Faja hacia esas terminales cuando José se llena.

Guaraguao, cerca de Puerto La Cruz, podría aliviar parte del flujo. Pero no sustituye directamente el sistema de carga de la Faja. En este momento solo dos de sus siete puestos de atraque están plenamente operativos y uno lleva casi dos años ocupado por un buque.

El almacenamiento costa afuera en el Caribe y las transferencias de buque a buque pueden reorganizar el petróleo después de que sale de Venezuela, pero no aumentan la velocidad con la que José mueve el crudo desde sus tanques hasta un barco.

Para el petróleo de la Faja del Orinoco, José no es una opción. Es la única salida.

El techo actual es operativo

Las exportaciones venezolanas encontraron este año un techo operativo cercano a 1,25 millones de barriles diarios. Pero esa cifra no describe la capacidad de diseño del sistema. Cuando Venezuela producía más de 3 millones de barriles diarios, sus terminales manejaban más de 2,5 millones y los buques podían llegar, cargar y partir en menos de una semana. Hoy algunos tanqueros esperan hasta 30 días alrededor de José y Pozuelos.

José tiene toda la infraestructura básica. Los tanques, puestos de atraque, bombas, brazos de carga, ductos y monoboyas pueden manejar cualquiera de los grandes tanqueros. El problema es cuánto tarda ahora el sistema en completar esa operación.

Fuentes de PDVSA describen como absurdamente lentas las transferencias desde los tanques hacia los buques. Cuando llega un barco a descargar combustible o diluyente, el proceso puede tomar aún más tiempo porque no siempre hay suficiente espacio disponible en los tanques receptores. A eso se suman cortes frecuentes de electricidad, fallas de equipos, problemas de calidad y contaminación, limitaciones de bombas y mangueras, y una programación de cargamentos que sigue completamente bajo control de PDVSA.

El buque termina ocupando el puesto de atraque más tiempo del debido mientras el siguiente espera.

El techo actual combina deterioro operativo, mantenimiento diferido, interrupciones eléctricas, limitaciones de almacenamiento y problemas de coordinación. La restricción no es realmente de ingeniería. Es un sistema que tarda demasiado en convertir inventario en un buque cargado y listo para zarpar.

Sacar más barriles exige recibir más barriles

La complejidad es mayor porque buena parte del crudo de la Faja no puede cargarse directamente como sale del subsuelo. Es realmente pesado. Tiene que pasar por un mejorador o mezclarse con nafta o con un crudo más ligero para crear productos como Merey o crudo diluido.

Las importaciones estadounidenses de diluyente hacia Venezuela aumentaron este año. Ese diluyente llega al mismo complejo de José y se utiliza para habilitar el crudo que sale. Pero los buques de diluyente también necesitan una ventana de descarga, electricidad para operar, bombas disponibles y espacio en los tanques. Luego esa nafta recorre el sistema de producción y mezcla y finalmente vuelve a salir incorporada en el crudo, por el mismo puerto.

Eso crea una dinámica poco usual que rara vez aparece en los titulares de producción. Sacar más barriles de la Faja exige primero tener capacidad para recibir más barriles por el mismo puerto.

El paquete de fuentes de Frontier Grid estima que un aumento de 500.000 barriles diarios de producción extrapesada podría requerir entre 125.000 y 170.000 barriles diarios adicionales de diluyente, dependiendo de la mezcla. No es solo un requisito aguas arriba. Significa más tráfico marítimo de entrada, más tanques ocupados y más competencia por ventanas operativas en la misma terminal que después tendrá que exportar el crudo adicional.

Es un cuello de botella bidireccional. José no solo tiene que sacar más petróleo. También tiene que recibir el insumo que permite producirlo.

Recuperar José antes de construir otro puerto

La conclusión inmediata probablemente no sea que Venezuela necesita un nuevo megapuerto.

Un aumento inicial de alrededor de 100.000 barriles diarios probablemente podría absorberse si el complejo lograra reducir las interrupciones y aumentar la velocidad de carga. Eso significa recuperar bombas, brazos y mangueras. Asegurar electricidad durante las operaciones. Devolver tanques al servicio. Mejorar la medición y el control de calidad. Y programar mejor las ventanas de entrada y salida de los buques. Antes de infraestructura nueva, esto se trata de mantenimiento y disciplina operativa.

Un aumento de 250.000 barriles diarios sería más exigente. Requeriría mejoras significativas: más almacenamiento utilizable, electricidad mucho más estable, recuperación de los puestos de Guaraguao para aliviar el flujo oriental y una capacidad más consistente de suministro y mezcla de diluyente.

Un escenario de 500.000 barriles diarios es un problema completamente distinto. Exige inversión a mayor escala: tanques nuevos, capacidad marítima adicional, rehabilitación amplia de los mejoradores y probablemente otra monoboya o infraestructura equivalente.

Pero saltar directamente a esa fase puede ser una forma costosa de evitar el problema de fondo. Primero hay que recuperar el sistema que ya existe. Después, reducir el tráfico bidireccional innecesario que pasa por José. Solo entonces tiene sentido evaluar qué capacidad adicional hace falta realmente.

En esa segunda etapa aparece otra alternativa: producir más diluyente dentro de Venezuela o recuperar de verdad la capacidad de mejoramiento. Chevron estudia desarrollar algo en esa dirección en el norte de Monagas, buscando una fuente local de crudo ligero para manejar sus operaciones extrapesadas. Todavía está en fase de proyecto, pero apunta a la idea central: reducir la dependencia de la nafta importada también reduce la presión de entrada sobre José. Cada barril ligero que no necesita llegar por barco libera más que una importación. Libera tanques, electricidad, tiempo y coordinación dentro de la misma terminal.

Más operadores, la misma infraestructura

La nueva estructura de NABEP vuelve más urgente esta pregunta. La Casa Blanca habla de 100.000 millones de dólares en inversión privada y de una expansión material de la producción. NABEP ha trazado una meta de un millón de barriles diarios, mientras otros operadores como Chevron, Eni, GeoPark y ONGC también buscan crecer. Cada una de estas empresas puede tener contratos, derechos de compraventa distintos y sus propias estructuras financieras. Pero todos los barriles del oriente venezolano seguirán convergiendo en la misma infraestructura.

Eso significa que una mejora en un campo puede simplemente trasladar el cuello de botella a José. También puede significar que los nuevos derechos de comercialización intensifiquen la competencia por una ventana de carga que PDVSA todavía controla.

La controversia alrededor de NABEP y Alejandro Betancourt ha girado en torno a otro conjunto de preguntas. Betancourt ha sido objeto de investigaciones en varias jurisdicciones relacionadas con lavado de dinero, aunque no ha sido acusado formalmente. Algunos productores internacionales también observan con atención una estructura en la que el propio gobierno estadounidense tendría participación accionaria, derechos preferentes de compra y poder de gobernanza dentro de una empresa que competirá por activos y oportunidades con otros participantes del sector.

La arquitectura institucional tampoco está completamente cerrada. Días antes de la publicación de la hoja informativa, un funcionario del Pentágono dijo que la Office of Strategic Capital no tiene autoridad para adquirir participaciones en empresas privadas y que su función se limita a préstamos, garantías y asistencia técnica. Posteriormente, Washington publicó que la OSC recibiría 35% de la empresa matriz de NABEP.

Una estructura legal y financiera resuelta no aumenta por sí sola la velocidad con la que se entrega un barril. No devuelve un tanque al servicio ni reduce el tiempo que un tanquero pasa en el muelle.

Por ahora puede definir quién controla los campos. No resuelve automáticamente cómo se mueven los barriles a través del sistema.

¿Quién paga por la infraestructura compartida?

La lista de reparaciones inmediatas no es un misterio. Electricidad confiable en el puerto. Bombas y brazos de carga disponibles. Capacidad de tanques para crudo y diluyente. Mejor control de calidad. Puestos de atraque operativos. Y una programación y coordinación sustancialmente mejores.

Buena parte del problema es quién paga. José y Guaraguao permanecen bajo control de PDVSA. PDVSA también maneja la programación de los cargamentos. Quienes soportan el costo de las colas son Chevron, los traders, las refinerías y los nuevos operadores que necesitan monetizar su producción.

Una inversión de Chevron en una bomba o un tanque podría terminar beneficiando a Vitol, NABEP, Repsol o cualquier otro usuario de la terminal. Un trader podría financiar una reparación, pero sin control de los activos ni garantías de prioridad no está claro cómo recuperaría esa inversión. NABEP puede tener derechos aguas arriba y acceso preferencial a compradores estadounidenses, pero no existe una concesión sobre José, un acuerdo de prioridad de atraque ni una estructura que le asigne responsabilidad por la rehabilitación de la terminal.

Tampoco hay evidencia de un contrato EPC para devolver el complejo a su capacidad histórica. Ese es el dilema comercial central. Toda la infraestructura es compartida. El costo puede recaer sobre una sola parte. El beneficio se distribuye entre todos.

Mientras tanto, el operador del sistema, PDVSA, sigue controlando la programación portuaria.

Antes de que se mueva el capital, alguien tiene que construir un mecanismo que conecte inversión con retorno. Hoy esa arquitectura no está definida.

La primera fase es recuperar

La promesa del petróleo venezolano está organizada actualmente alrededor de reservas, contratos y producción. Pero los próximos barriles no saldrán porque existan 65.000 millones de barriles bajo tierra. Saldrán cuando José pueda recibir diluyente, procesar inventario, cargar buques y liberar espacio con suficiente rapidez.

La primera fase no es construir otra terminal. Es recuperar lo que ya existe.

La segunda es reducir la dependencia bidireccional. Más producción local de crudos ligeros, mejor desempeño de los mejoradores, almacenamiento dedicado y menos competencia entre lo que entra y lo que necesita salir.

Solo entonces tiene sentido una expansión física.

El próximo cuello de botella no está simplemente en el puerto. Está en un sistema donde parte del petróleo tiene que entrar antes de que pueda salir.

Y todavía no está claro quién terminará pagando por arreglarlo.