PROYECTO LAGO DE GUANOCO
ESTRUCTURACIÓN BAJO CONTRATO DE PARTICIPACIÓN PRODUCTIVA (CPP)
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RESUMEN EJECUTIVO:
RESUMEN EJECUTIVO:
Se presenta una oportunidad de inversión exclusiva en el sector petrolero venezolano, estructurada bajo la modalidad de Contrato de Participación Productiva (CPP), conforme a la Ley Orgánica de Hidrocarburos reformada en 2026. El activo objeto de desarrollo se ubica en el Estado Sucre, República Bolivariana de Venezuela, y contempla la recuperación, manejo y comercialización de hidrocarburos naturales de alta densidad con potencial certificado en superficie.
Esta oportunidad está diseñada para inversionistas internacionales calificados que buscan exposición al sector energético venezolano con blindaje jurídico, cumplimiento OFAC y gobernanza institucional. La estructura propuesta permite participación directa en los flujos de producción, sin asumir titularidad sobre yacimientos, mediante un vehículo de propósito específico (SPV) domiciliado en Venezuela y alineado con los requisitos del Artículo 23, numeral 3 de la LOH vigente.
PROPUESTA DE VALOR DIFERENCIAL
El proyecto Lago de Guanoco ofrece una combinación única de factores que lo posicionan como una oportunidad atractiva para capital institucional:
Activo con reservas en superficie validadas: El proyecto cuenta con una base de recurso de 36 millones de barriles de asfalto natural disponible en superficie, validada por estudios técnicos históricos de clase 5 realizados por Lagoven e Intevep en 1986. Este volumen no requiere exploración primaria de alto riesgo, ya que el hidrocarburo emana naturalmente hacia la superficie a través de respiraderos geológicos, reduciendo significativamente la incertidumbre técnica inicial.
Marco contractual flexible y actualizado: La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (2026) incorpora la figura de Contrato de Participación Productiva (CPP) bajo la Sección Cuarta (Artículos 40-44), que autoriza a empresas privadas domiciliadas en Venezuela a ejecutar actividades de recuperación y producción mediante contratos con filiales de PDVSA, sin obligación de constituir Empresa Mixta. Esta modalidad ofrece mayor agilidad estructural y claridad en la distribución de derechos y obligaciones.
Costo de producción altamente competitivo: Los estudios preliminares estiman un costo unitario de producción de aproximadamente 5,56 dólares por barril, significativamente inferior al precio de mercado internacional estimado para asfalto natural en la región (30,00 dólares por barril). Esta diferencia genera márgenes brutos operativos atractivos desde el inicio de la producción comercial.
Retorno acelerado de capital: Las proyecciones financieras preliminares indican un tiempo de recuperación de la inversión (Payback) de aproximadamente 2 años y 6 meses posteriores al arranque operativo, lo que representa menos de la mitad del horizonte total de gestión del proyecto. La Tasa Interna de Retorno (TIR) estimada alcanza el 26%, superando ampliamente los umbrales institucionales estándar del 15% establecidos en lineamientos sectoriales.
Componente de impacto sostenible y ESG: El proyecto integra de manera estructural la remediación ambiental del pasivo histórico, la mejora de servicios básicos a comunidades locales y el desarrollo socio-productivo de la región. Esta aproximación se alinea con criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG) y con los compromisos internacionales del Estado venezolano en materia de cambio climático y derechos de pueblos indígenas.
Blindaje de cumplimiento regulatorio: La estructura está diseñada con screening OFAC/AML obligatorio, verificación de elegibilidad bajo General Licenses vigentes aplicables al sector energético venezolano, custodia institucional de flujos financieros y cláusulas de arbitraje internacional para resolución de controversias. Cada contraparte es sometida a debida diligencia previa contra listas SDN/SSI antes de cualquier interacción comercial.
MARCO JURÍDICO Y ELEGIBILIDAD REGULATORIA
La oportunidad se enmarca en el régimen de Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias incorporado por la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2026. Este marco autoriza a empresas privadas domiciliadas en Venezuela a suscribir contratos de actividad primaria con empresas de exclusiva propiedad de la República o sus filiales, bajo supervisión del Ministerio de Petróleo.
Requisitos estructurales mínimos para el inversionista:
Constitución de un vehículo de propósito específico (SPV) domiciliado en Venezuela, con participación del inversionista internacional calificado y contraparte operativa local certificada.
Suscripción del CPP con la empresa estatal competente, sujeto a aprobación del Ministerio de Petróleo y, cuando aplique, a la Asamblea Nacional.
Régimen fiscal aplicable conforme al Artículo 43 de la LOH 2026: regalías de hasta 30% sobre volúmenes extraídos más impuesto integrado de hidrocarburos de hasta 15% sobre ingresos brutos.
Comercialización directa de la cuota de producción asignada al contratista, previa autorización ejecutiva conforme al Artículo 44 de la LOH 2026.
Cumplimiento internacional obligatorio:
Verificación positiva de elegibilidad bajo las General Licenses vigentes de OFAC aplicables al sector energético venezolano (ej. GL 50 y enmiendas).
Screening completo de contrapartes, directivos y beneficiarios finales contra listas SDN/SSI.
Exclusión expresa de vinculación con capitales, tecnología o jurisdicciones sancionadas (Rusia, Irán, Corea del Norte, Cuba).
Reporte voluntario de la estructura a los canales designados por el Departamento de Estado y el Departamento de Energía de los Estados Unidos, cuando aplique bajo las licencias generales vigentes.
Indicadores de rentabilidad preliminares:
Valor Presente Neto (VPN): Positivo, descontado a tasa de inflación interanual de referencia.
Tasa Interna de Retorno (TIR): Estimada en 26%, superior al umbral institucional del 15%.
Tiempo de retorno de inversión (Payback): Aproximadamente 2,5 años posteriores al arranque operativo.
Nota importante: Todos los valores son estimaciones preliminares sujetas a validación en fase de ingeniería básica, debida diligencia financiera y aprobación regulatoria definitiva.
Cumplimiento internacional obligatorio:
Verificación positiva de elegibilidad bajo las General Licenses vigentes de OFAC aplicables al sector energético venezolano (ej. GL 50 y enmiendas).
Screening completo de contrapartes, directivos y beneficiarios finales contra listas SDN/SSI.
Exclusión expresa de vinculación con capitales, tecnología o jurisdicciones sancionadas (Rusia, Irán, Corea del Norte, Cuba).
Reporte voluntario de la estructura a los canales designados por el Departamento de Estado y el Departamento de Energía de los Estados Unidos, cuando aplique bajo las licencias generales vigentes.
HIGHLIGHTS ECONÓMICOS PRELIMINARES
Volumen base de recurso: 36 millones de barriles de asfalto natural disponible en superficie, validado por estudios históricos de Lagoven e Intevep (1986) y corroborado por imágenes satelitales recientes.
Tasa de producción objetivo: 20.000 barriles diarios en instalaciones permanentes, alcanzables a partir del tercer año del cronograma, con posibilidad de evaluar producción temprana en fase de ingeniería conceptual.
Costo unitario de producción estimado: Aproximadamente 5,56 dólares por barril, incluyendo OPEX, mantenimiento, gestión operativa y logística. Este cálculo incorpora un margen de confiabilidad del 30% sobre los costos base.
Precio de referencia de mercado: Estimado en 30,00 dólares por barril para asfalto natural en mercados regionales, generando un margen bruto operativo preliminar superior al 80%.
Inversión total estimada (CAPEX): Aproximadamente 420,6 millones de dólares, distribuidos en un período de inversión de 24 meses. Este monto incluye infraestructura industrial, saneamiento ambiental, servicios básicos, estudios especiales y margen de contingencia.
Esta oportunidad es gestionada exclusivamente a través de:
ASEINVERSION C.A.
Facilitador Estratégico y Estructurador de Alianzas en el Sector Petrolero Venezolano
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