La licencia Chevron tiene un impacto limitado en el superávit comercial de Pdvsa
La licencia privada otorgada a Chevron permitió un superávit comercial con Estados Unidos en el primer semestre de 2025, aunque con un volumen significativamente menor al de la licencia 41
Andrés Rojas Jiménez, editor de Petroguía, ofreció un análisis exhaustivo de la industria petrolera venezolana en una entrevista realizada en el programa Noche D de TalCual. La conversación, rica en datos y perspectivas, exploró las complejidades del sector, desde las implicaciones de las licencias estadounidenses hasta la opacidad en la comercialización del crudo.
Rojas comenzó discutiendo el impacto de las licencias otorgadas por Estados Unidos a Chevron. Si bien la licencia permitió un superávit comercial con Estados Unidos durante el primer semestre de 2025, el volumen de exportación (74.000 barriles diarios) fue significativamente menor al alcanzado con la licencia 41 (casi 300.000 barriles diarios). Se aclaró que la nueva licencia, de carácter más específico, permite a Chevron la extracción y exportación de petróleo, manteniendo su participación en empresas mixtas con Pdvsa, incluyendo actividades operacionales y de responsabilidad social. Sin embargo, se mantiene la situación de que Chevron no paga directamente los impuestos de regalía, sino que estos son pagados por la empresa mixta donde Pdvsa tiene la mayoría accionaria. La licencia general número 35, vigente desde la administración Trump, permite pagos puntuales para garantizar la operatividad de Chevron en Venezuela, incluyendo servicios como la electricidad.
Rojas también abordó el tema del precio del crudo venezolano, destacando que se vende a un precio menor que otros crudos debido a sus características (crudo mediano o pesado) y a los riesgos asociados a las transacciones. Si bien el precio de venta en Estados Unidos superó el promedio del Merey (referencia para el crudo venezolano), se mantiene un descuento significativo comparado con crudos como el Castilla de Colombia. Este descuento se atribuye a los riesgos inherentes a las transacciones con Venezuela, incluyendo la complejidad de los esquemas de comercialización y la necesidad de intermediarios. Se mencionó que en el primer semestre de 2025, se exportaron en promedio 197.000 barriles diarios, de los cuales 187.000 eran crudo y 10.000 asfalto.
La conversación profundizó en la opacidad de la comercialización del petróleo venezolano. Rojas señaló la falta de datos oficiales de producción por parte de Pdvsa, la ausencia de estados financieros durante una década, y la utilización de intermediarios y rutas complejas, incluyendo trasbordos en países como Malasia para enmascarar el origen del crudo vendido a China. Se mencionó la participación de empresas como Valero Energy como compradoras importantes antes de las sanciones, y la disminución de la participación de Rosneft tras las sanciones impuestas por Estados Unidos. Se discutió la situación de otras empresas internacionales como Repsol y Eni, que operan en Venezuela bajo empresas mixtas pero enfrentan restricciones debido a sus intereses en Estados Unidos y la necesidad de licencias para evitar sanciones. Rojas aclaró que la afirmación de Maduro de que las energéticas europeas no necesitan licencias para producir en Venezuela es inexacta, ya que estas empresas tienen intereses en Estados Unidos y, por lo tanto, están sujetas a las regulaciones estadounidenses.
Finalmente, se abordó el uso de criptomonedas en las transacciones petroleras, destacando que si bien existen transacciones con criptomonedas, especialmente hacia China, la opacidad de la ley antibloqueo limita su uso y genera incertidumbre. La falta de regulación y la experiencia negativa con Pdvsa-Cripto fueron mencionadas como obstáculos para una mayor adopción de este método de pago. La entrevista en el programa Noche D de TalCual ofreció una visión completa y detallada de la compleja situación del petróleo venezolano, destacando los desafíos económicos y geopolíticos que enfrenta el país.
