El análisis surge a partir de la evaluación del nuevo escenario que se abre tras el cambio político en Venezuela, un país que concentra las mayores reservas probadas de crudo del mundo pero cuya industria se encuentra en un estado crítico tras años de desinversión y aislamiento financiero.
Según explicó Luciano Fucello, Country Manager de NCS Multistage, en una entrevista radial, el deterioro del sector petrolero venezolano es profundo y excede ampliamente la caída en los niveles de producción. La problemática central radica en el colapso de la infraestructura necesaria para sostener una actividad continua y eficiente.
Venezuela llegó a producir más de tres millones de barriles diarios en su pico histórico, pero hoy se encuentra muy por debajo de ese nivel. La falta de inversión sostenida provocó la obsolescencia de equipos, cañerías, plantas de tratamiento y servicios esenciales para la operación de los campos.
El proceso de recuperación, advirtió Fucello, no se limita a reabrir pozos cerrados. “No es solo cerrar y volver a abrir: falta prácticamente todo para producir de manera sostenida”, señaló, al describir un escenario que demandará fuertes desembolsos de capital y largos plazos de ejecución.
A este deterioro operativo se suma un entramado financiero y legal complejo. Actualmente, el crudo venezolano se comercializa casi exclusivamente con China, fuera de los canales tradicionales del sistema financiero internacional, lo que limita el acceso a nuevos mercados y a financiamiento.
Además, existen más de 50 arbitrajes internacionales abiertos por un monto cercano a los 10.000 millones de dólares. Según el análisis, esas deudas volverán a escena cuando la industria intente normalizarse y regresar plenamente al mercado global, condicionando la velocidad de la recuperación.
En este contexto, se estima que una reactivación significativa de la producción petrolera venezolana podría demandar entre cinco y diez años. Los mercados financieros ya comienzan a descontar este proceso gradual, reflejado más en la valorización de acciones vinculadas al país que en movimientos bruscos del precio del crudo.
Para la Argentina, el primer impacto no estaría asociado directamente a la producción, sino a la competencia por inversiones. Las empresas energéticas evalúan permanentemente dónde asignar capital entre opciones como Vaca Muerta, Venezuela, Guyana u otras cuencas emergentes.
Venezuela podría resultar atractiva para determinados perfiles de inversión por su enorme potencial geológico y por el menor costo relativo que implica reactivar pozos existentes, en comparación con desarrollos greenfield en otras regiones.
El segundo impacto, de carácter más estructural, se daría cuando Venezuela logre incorporar volúmenes relevantes al mercado internacional. Una mayor oferta global podría ejercer presión a la baja sobre los precios del petróleo, afectando los márgenes de proyectos en distintas cuencas productoras.
No obstante, el especialista aclaró que no todos los crudos compiten de forma directa. El petróleo venezolano es mayoritariamente pesado, mientras que el shale argentino es liviano, lo que los convierte en productos distintos e incluso complementarios para muchas refinerías.
En este escenario, Vaca Muerta mantiene su atractivo para el desarrollo de shale oil y shale gas, dado que se trata de modelos de negocio diferentes a los del crudo convencional pesado. Sin embargo, podría producirse una reasignación parcial de inversiones globales hacia Venezuela en determinados segmentos.
Finalmente, el nuevo contexto abre también una oportunidad para la Argentina en materia de exportación de servicios y know how. La falta de equipos, tecnología y proveedores especializados en Venezuela genera una demanda potencial para empresas argentinas de servicios petroleros, que podrían capitalizar la experiencia desarrollada en Vaca Muerta en un mercado que, aunque desafiante, promete volver a crecer.
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