Reservas de Venezuela: el barril vale lo que diga la licencia, no el subsuelo

El 31 de agosto, la Casa Blanca anunció que las autoridades venezolanas habían otorgado a NABEP, una petrolera privada, concesiones a cien años sobre diecisiete campos «con reservas probadas de aproximadamente 65.000 millones de barriles». En la misma ficha contó que el Departamento de Guerra de EE. UU. recibía el 35% de la matriz de la empresa, una participación que describió como «hasta cientos de miles de millones» en valor y dividendos para su país. Seis meses antes, en su informe anual ante la SEC, Chevron había escrito sobre sus participaciones en Venezuela, dos de ellas en plena Faja del Orinoco: «no se reconocen reservas probadas».

Los dos documentos son estadounidenses y hablan del mismo país. En uno, una participación sobre barriles venezolanos vale, según su dueño, hasta cientos de miles de millones; en el otro, los barriles venezolanos de Chevron no cuentan. Entre uno y otro no cambió el subsuelo. Cambió la regla con la que se cuenta cada barril.

Es la pregunta que conviene hacerle a cualquier cifra de reservas de Venezuela antes que ninguna otra: no cuánto petróleo hay, sino quién decide cuánto de ese petróleo cuenta, y quién se queda con la diferencia.

Lo que dice el subsuelo

Primero, el subsuelo. Al cierre de 2025, la OPEP daba a Venezuela 303.700 millones de barriles de reservas probadas, por encima de Arabia Saudita. La cifra venezolana apenas se mueve de un año a otro, y en eso no es una excepción: en la misma tabla, Arabia Saudita figura con unos 267.200 millones en los cinco años de 2021 a 2025, e Irán con 208.600 en todos ellos. En el boletín de 2012, Kuwait y los Emiratos repetían su cifra los cinco años de 2007 a 2011.

Producir poco tampoco la reduce. El petróleo que no se extrae sigue en el subsuelo.

La cifra venezolana sí dio un salto, y los papeles de PDVSA explican cómo. Entre 2007 y 2011 pasó de menos de cien mil millones a casi trescientos mil millones porque se empezó a contar el crudo extrapesado de la Faja. En 2007, la empresa describía el método: la certificadora medía el petróleo original en sitio de cada bloque, y las reservas probadas salían de aplicarle un factor de recobro del 20% «siguiendo los lineamientos del Menpet», el Ministerio de Energía y Petróleo. Con ese método, según el informe de gestión de PDVSA de 2010, el proyecto Orinoco Magna Reserva cuantificó y certificó 215.000 millones de barriles y llevó las reservas de la nación a 298.000 millones. No fue la única revisión de esos años: en 2010, Irak subió la suya en casi una cuarta parte.

Ese 20% queda por debajo de lo que supone la principal estimación independiente. En 2009, el Servicio Geológico de EE. UU. (USGS) fijó su recobro mínimo para la Faja en 15%, lo que se espera de la producción en frío, y trabajó con un recobro mediano de 45% y uno máximo de 70%. Con esos supuestos calculó una media de 513.000 millones de barriles técnicamente recuperables solo en la Faja. Técnicamente recuperable no es lo mismo que probado, porque no considera precio ni contrato. Pero en lo que toca al subsuelo, la estimación independiente es más alta que la oficial de todo el país.

Lo que la cifra oficial no trae es una firma externa sobre el paso de petróleo en sitio a reserva. Las certificadoras de 2007 midieron el volumen; el factor que lo convierte en reserva lo fijó el Ministerio, que además oficializa la cifra en Gaceta, y para pasar de la producción en frío a ese 20%, PDVSA listaba en 2010, entre sus tareas de investigación, los «esquemas de recuperación adicional» que lo garantizaran. En julio de 2026, el Ministerio de Hidrocarburos publicó un manual que, según su nota, sustituye una normativa de dos décadas «para unificar los criterios de clasificación de las reservas». La próxima cifra será la primera contada con esas reglas.

Lo que decide si un barril cuenta

Ante la SEC, «probada» exige más que geología. La regla llama reservas probadas al petróleo que puede estimarse «con razonable certeza» como «económicamente producible» con las condiciones económicas, los métodos de operación y la regulación gubernamental vigentes, y solo hasta que vence el contrato que da derecho a operarlo.

En Venezuela, la regulación que pesa no se escribe solo en Caracas.

Chevron lo explica en un mismo párrafo de su informe anual. Desde 2020 registra su negocio venezolano como inversiones de las que solo cuenta el efectivo que cobra, sin incluir producción ni reservas en sus resultados, y en ese párrafo dice que ha operado en el país con actividades limitadas, conforme a las autorizaciones del Gobierno de EE. UU. y a su política de sanciones. Su informe del primer trimestre de 2026, que ya anuncia el acuerdo para ampliar Petroindependencia, repite la fórmula. El cero de Chevron sale de una regla contable bajo un régimen de autorizaciones, no de una medición del subsuelo.

Eni, que en septiembre firmó para operar Junín 5, había anotado en marzo ante la SEC que el valor contable de sus licencias en la Faja estaba deteriorado por completo desde ejercicios anteriores. Al anunciar Junín 5 habló de treinta y cinco mil millones de barriles de «petróleo en sitio certificado», sin nombrar al certificador.

GeoPark, que entró en el campo Bare, deja ver cómo se le puso precio en 2026 a un campo venezolano. Paga con algo más de 42 millones de acciones propias, y ese pago tiene un mecanismo de ajuste al alza ligado a «posibles mejoras en las condiciones contractuales del proyecto» antes del cierre. Bare tiene unos 15.700 millones de barriles de petróleo original en sitio y recupera entre el 4% y el 5% de ellos, según la empresa. GeoPark dijo a sus inversores que su base de reservas podía duplicarse con Bare, «sujeto a confirmación mediante un informe independiente de reservas», y el 16 de octubre advirtió a la SEC que sus estimaciones para el campo «pueden cambiar, y el cambio puede ser material».

En el precio de Bare, el ajuste al alza previsto está atado al contrato.

La única certificación independiente con nombre que encontramos sobre reservas probadas venezolanas es la de Maurel & Prom. DeGolyer & MacNaughton certificó sus reservas en el campo Urdaneta Oeste al cierre de 2025: 148 millones de barriles entre probadas y probables, de los que 56,7 millones son probados. La empresa atribuye el aumento del año a estudios geocientíficos que confirmaron zonas antes no probadas. Es su cuota en un campo del lago de Maracaibo, no el país.

Cuando el activo es propio

Con esa escala se lee la ficha de agosto. La Casa Blanca llamó probados a los 65.000 millones de barriles de NABEP; la empresa habló de «más de 65.000 millones de barriles de reservas P1», y el Gobierno venezolano repite la cifra. Ninguno de los tres documentos nombra al certificador ni el método, y en el buscador de documentos de la SEC no aparece ninguna presentación de NABEP. Sesenta y cinco mil millones de barriles probados serían seis veces las reservas probadas que Chevron registra en todo el mundo.

La misma ficha dice quién más tiene parte en esos barriles. El Departamento de Guerra recibe el 35% de la matriz de NABEP, y el Departamento de Estado, el derecho a comprar a costo de producción el 20% de lo que salga de todos sus campos, actuales y futuros.

En los libros de Chevron, que responde ante la SEC, ningún barril venezolano cuenta como probado. En la ficha de una empresa en la que el Gobierno de EE. UU. tiene el 35%, cuentan 65.000 millones, sin certificador publicado. Una ficha de la Casa Blanca no está sujeta a la regla de la SEC; un informe de Chevron, sí. Las dos cuentas son estadounidenses, y solo una tiene que demostrar lo que llama probado.

La ficha también estima que NABEP pagará unos 200.000 millones de dólares en regalías e impuestos durante los primeros 25 años, ingresos que presenta como apoyo fiscal para los gobiernos venezolanos. Ese dinero tiene su propia regla. Por la Orden Ejecutiva 14373 y la FAQ 1237 de la OFAC, lo que un negocio petrolero autorizado le debe al fisco venezolano o a PDVSA por regalías, gravámenes por barril o tributos nacionales va a cuentas del Tesoro estadounidense, y sale de ahí cuando y hacia donde lo disponga el Departamento de Estado, por cuenta de Venezuela.

Quién se queda con la diferencia

Para quien invierte, la distancia entre petróleo en el subsuelo y reserva probada es la que hay entre un recurso y un activo. Sobre reservas probadas se financia, se valora y se vende un campo; los recursos se pagan con descuento.

En Venezuela, ese descuento depende en 2026 menos del subsuelo que del contrato, la licencia y la regla contable. Un campo que cambia de manos con esas tres cosas en suspenso se paga como recurso. Cuando cambian, por una autorización nueva, un contrato más largo o un manual que ordena la clasificación, el mismo barril puede pasar a probado y valer más. Salvo que el contrato diga otra cosa, y ninguno de los documentos citados aquí publica sus términos, esa diferencia se la queda quien tenga el activo en ese momento. El Estado que lo concedió cobra regalías e impuestos sobre lo que se produzca, por la ruta que fija Washington, y no sobre lo que el barril pase a valer.

«De nada sirve tener nuestras reservas petroleras bajo tierra únicamente para que aparezcan en una estadística o en una contabilidad», dijo la presidenta encargada en agosto, al dirigirse al país sobre el acuerdo energético con Estados Unidos. Este año, la pregunta es en la contabilidad de quién.

Cuatro documentos moverían esta cuenta: la primera cifra de reservas contada con el manual de julio; el nombre de quien calculó los 65.000 millones de NABEP, y con qué método; el informe independiente de reservas que GeoPark espera para Bare, y el próximo informe anual de Chevron, que dirá si, con las autorizaciones nuevas, sus barriles venezolanos vuelven a contar. Hasta entonces, el petróleo de Venezuela sigue donde estaba. Lo que se negocia es la regla con la que se cuenta.