La producción petrolera de la Argentina apunta a alcanzar un millón de barriles diarios (bpd), impulsada por el auge del shale oil (o petróleo de lutita) en la cuenca Neuquina.^[1] Las cifras oficiales de 2026 muestran un promedio mensual de 687.959,396 bpd y en crecimiento. El pasado mes de marzo, el presidente Milei afirmó ante el Congreso que el complejo energético argentino estará exportando energía por “alrededor de US$50.000 millones” en “cinco años”. Sin embargo, ese crecimiento podría no ser sostenible a mediano y largo plazo a menos que se superen una serie de desafíos en el upstream y el midstream. El problema más ignorado, pero central para el crecimiento del shale oil argentino, es la situación jurídica de la arena de fractura utilizada en los pozos.^[2]

Desde 2021, varios actores privados llevan adelante un proceso judicial en tres frentes contra el sector de extracción de arena y el gobierno local de Entre Ríos, la provincia argentina que abastece de arena de calidad premium al Neuquén. Esta campaña de litigios ya ha producido resultados concretos, incluidos (1) una prohibición provincial de autorizar nuevas canteras de arena o plantas de lavado desde mayo de 2022, a la espera de un “estudio de impacto ambiental acumulativo”, (2) una medida cautelar que ordenó al Gobernador provincial auditar todos los permisos correspondientes a las canteras de arena y plantas de lavado, y (3) una orden para estudiar el impacto de las plantas de lavado sobre los recursos hidrogeológicos de la provincia.

Las consecuencias combinadas de estas demandas también han derivado en cargos penales contra varios funcionarios locales por incumplimiento de las sentencias. Lo importante es que esta situación podría inducir interrupciones en el suministro a una operación de shale oil en la cuenca Neuquina que está en constante expansión, al mismo tiempo que la Argentina busca aumentar su producción energética y convertir al país en una potencia petroquímica. Mantener los volúmenes de arena extraídos (legalmente) al ritmo de la demanda de Vaca Muerta parece ser una cuestión secundaria, creando así un punto ciego para la industria desde una perspectiva logística, financiera, jurídica, ambiental e incluso de reputación.

Por qué el Shale Oil de Neuquén Necesita Arena de Entre Ríos

La arena sílice es un agente de sostén (proppant) y cumple una función clave en el proceso de fracturación hidráulica (fracking).^[3] Después de que la presión del agua fractura la roca de lutita que contiene petróleo y gas en un pozo, la arena sostiene y mantiene abiertas las fracturas una vez que se libera la presión de bombeo del agua, lo que a su vez permite que el petróleo y el gas fluyan fuera del pozo. En otras palabras, la arena cumple en el fracking la misma función que las columnas de soporte en la estructura de un edificio. Elimine los “pilares” que mantienen separadas las capas de shale y las cavidades colapsan, atrapando nuevamente los hidrocarburos en la roca.

Específicamente, la calidad de la arena de Entre Ríos es la más alta disponible a un precio de costo razonable para el desarrollo de Vaca Muerta. Los tipos de arena disponibles en la provincia de Río Negro, donde está la cuenca Neuquina, no son óptimos en términos de porcentajes de recuperación de petróleo. La arena barata y relativamente cercana de Río Negro genera una pérdida del 20 % en el proceso de recuperación de petróleo en pozo, en comparación con la extracción que utiliza exclusivamente arena de calidad premium de Entre Ríos.^[4] La diferencia radica en varios factores, como el contenido de cuarzo del grano, su forma, su resistencia a romperse bajo presión y frente a otros agentes químicos presentes en la solución inyectada en el pozo.^[5] Como formación de tipo shale, el factor de recuperación (RF) del petróleo de Vaca Muerta promedia apenas el 8 % de todo el petróleo original in situ (OOIP), frente a la producción de petróleo convencional, donde el RF puede alcanzar fácilmente entre 30 % y 35 %. Por lo tanto, la eficiencia en la operación es fundamental.

En consecuencia, se proyecta que la demanda aumentará para el tipo de arena que garantiza que una quinta parte del proceso de recuperación de petróleo no se desperdicie. En septiembre de 2025, el Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG) estimó que un pozo fracturado en 50 etapas requeriría 232 toneladas de arena por etapa, o 11.600,00 toneladas en total. Esto equivale a 580 camiones articulados con cargas de 20 toneladas para abastecer un solo pozo.

La Legislación Argentina, la Cronología del Litigio y sus Efectos Jurídicos Sobre el Comercio de Arena

La arena es un mineral de tercera categoría según el Código de Minería argentino. El recurso pertenece al propietario de la superficie, sin concesión separada del gobierno central o local.^[6] Según la Constitución federal argentina, las provincias controlan sus propios recursos naturales, sobre los cuales Buenos Aires tiene jurisdicción limitada. Por ello, todos los litigios relacionados con el comercio de arena en Entre Ríos se han desarrollado casi exclusivamente ante los propios tribunales provinciales, sin que las autoridades federales ni la legislación nacional hayan desplazado a la judicatura local.

La propia provincia de Entre Ríos prohibió la fracturación hidráulica en su propio territorio mediante una ley provincial en 2017. Sin embargo, la provincia soporta el peso ambiental y jurídico de abastecer la arena de fractura que Vaca Muerta, al otro lado del país, necesita.

a. El primer proceso: CAUCE vs. Provincia de Entre Ríos et al

En octubre de 2021, una organización ambiental sin fines de lucro (CAUCE) y un sindicato local de maestros (AGMER) demandaron a la planta de lavado “El Mangrullo”, perteneciente a YPF, por los efectos de la operación arenera sobre la salud de la comunidad local y sus recursos.^[7] YPF es la empresa petrolera estatal de la Argentina y el principal actor en Vaca Muerta. En la sentencia, el tribunal de apelaciones de Entre Ríos ordenó al gobierno provincial realizar un “estudio de impacto ambiental acumulativo” sobre los efectos de sus canteras de arena y plantas de lavado en el entorno circundante, dado que no existía una evaluación conjunta de ese tipo. La provincia no cumplió con la sentencia.

En abril de 2022, CAUCE recurrió al tribunal para hacer efectiva la orden contra la provincia, invocando su jurisdicción continuada para garantizar el cumplimiento de su propia sentencia de 2021. En mayo de 2022, el tribunal hizo lugar a la petición de CAUCE, transformando la obligación incumplida del gobierno local en un congelamiento total de los permisos para cualquier autorización de nuevas canteras de arena o plantas de lavado en toda la zona afectada. El congelamiento se confirmó dos veces en fase de apelación.

El primer recurso del gobierno contra el congelamiento por incumplimiento fue rechazado, pero a YPF se le concedió una excepción para renovar su permiso para operar la planta de lavado y sus “certificados de aptitud ambiental”. El congelamiento afecta únicamente a las nuevas autorizaciones y no aplica a los permisos de extracción de arena ya otorgados. Los registros municipales de Ibicuy, uno de los municipios clave para la industria arenera en la provincia, muestran la renovación de la instalación “La República” de Cristamine en mayo de 2022, y de la instalación “El Mangrullo” de YPF en octubre de 2022. El permiso de Cristamine volvió a renovarse en mayo de 2024, y el de YPF en octubre de 2024.

b. El segundo proceso: Ricardo Luciano vs. Gobernador Gustavo Bordet

Una segunda demanda, separada de la primera, cuestionó si la documentación de las empresas del sector arenero estaba siquiera en regla.^[8] El abogado ambientalista Ricardo Luciano demandó personalmente al entonces gobernador de Entre Ríos, Gustavo Eduardo Bordet, solicitando un “amparo ambiental”. Luciano sostuvo que las operaciones de extracción de arena actuaban en su mayoría de manera “clandestina”, “sin” permisos o con permisos “vencidos”, y “en violación” de las regulaciones establecidas mediante “audiencias públicas y participación social [local]”.^[9]

En abril de 2022, el tribunal ordenó al Gobernador revisar, dentro de un plazo de 45 días, la situación jurídica y los certificados ambientales de cada cantera de arena y planta de lavado de dos departamentos del sur de Entre Ríos.^[10] La provincia apeló, sosteniendo que la medida cautelar solicitada por Luciano era la vía procesal incorrecta y que ordenar al Gobernador a actuar invadía sus funciones ejecutivas. El tribunal rechazó el argumento de la defensa en mayo de 2022, confirmando el fondo de la cuestión.

c. El tercer proceso: Cooperativa de Agua Potable vs. CORUFA et al

Un tercer proceso cuestionó si las operaciones de lavado de arena en los alrededores del departamento de Ibicuy eran seguras para el suministro de agua potable de la localidad.^[11] Una cooperativa de agua potable del departamento de Ibicuy demandó conjuntamente al regulador provincial del agua (CORUFA) y al gobierno provincial, alegando que las plantas de lavado extraen grandes cantidades de agua del acuífero Isla Talavera y que nunca se había realizado un estudio que estableciera qué efectos tiene esa extracción sobre el agua de la que depende la localidad.

En septiembre de 2022, el tribunal hizo lugar al planteo y ordenó un estudio hidrogeológico del acuífero.^[12] La provincia no cumplió, y el tribunal estableció además informes trimestrales de cumplimiento por parte de la oficina provincial para el medio ambiente. No fue sino hasta más de un año después de la orden original que la provincia tuvo finalmente una propuesta para la investigación.^[13] Sin embargo, a la provincia todavía le tomó hasta julio de 2025 para contratar finalmente a la Universidad Nacional del Litoral, en la vecina provincia de Santa Fe, para comenzar a cumplir la orden judicial.

Las petroleras están integrándose verticalmente en las operaciones de extracción de arena en Entre Ríos

YPF y Tecpetrol, dos empresas petroleras argentinas con una presencia importante en Vaca Muerta, aseguraron sus propias fuentes cautivas de arena en Entre Ríos. YPF adquirió su posición en el negocio de extracción de arena antes del congelamiento. Tecpetrol, controlada por el Grupo Techint, adquirió su posición en Entre Ríos entre 2023 y 2024.^[14]

Estas posiciones en el comercio de arena podrían consolidarse como una ventaja a largo plazo si el congelamiento persiste y si se continúa permitiendo únicamente la renovación de las licencias existentes. Para otras empresas, desarrollar nuevas capacidades areneras desde cero lleva años vedado legalmente, de modo que adquirir un permiso preexistente es el único camino que queda para disponer de una fuente cautiva propia.^[15]

Esto no quiere decir que YPF y Tecpetrol tengan un poder monopólico sobre el comercio de arena. Más bien, tendrían una ventaja frente a cualquier otra empresa que no pueda comprar su entrada al negocio de la arena en un mercado que permanece congelado. Las demás petroleras en Vaca Muerta le compran arena a un grupo reducido de proveedores que no se expande, en un momento de crecimiento constante de la producción del shale oil, y compiten por la asignación de volúmenes proveniente de YPF, Tecpetrol, Cristamine y cualquier otra empresa que haya logrado entrar temprano (o entrar en absoluto) al negocio arenero.

Política federal vs. política provincial

Los reguladores de Entre Ríos y su poder judicial no están eligiendo ganadores y perdedores en el sentido habitual, ni tampoco existen reglas particulares para beneficiar a actores específicos de la industria petrolera argentina. En cambio, la incapacidad de la provincia para resolver la disputa ambiental por las operaciones areneras—frecuentemente desarrolladas sin el control suficiente—ha creado un empantanamiento jurídico y administrativo de años. A su vez, esta situación produjo el mismo efecto que tendría una política deliberada: determinadas empresas están jurídicamente protegidas y administrativamente habilitadas para continuar sus operaciones areneras preexistentes, mediante sentencias relativamente favorables y excepciones para renovar sus permisos, mientras que otros competidores están excluidos. De esta manera, la concentración del sector arenero entre un puñado de actores se está produciendo por parálisis regulatoria y no por diseño político. Luego, sucede que el statu quo resultante se ha ordenado en favor de dos de las principales empresas en Vaca Muerta, ambas grandes petroleras nacionales, una de ellas estatal.^[16]

Sin embargo, el gobierno de Milei ha apostado su credibilidad a la desregulación y la competencia irrestricta, especialmente en el sector energético del país. La administración ha prometido que el valor de Vaca Muerta reside en que las empresas compitan libremente y no en categorías protegidas de inversores. Un congelamiento de permisos de años sobre un insumo clave del shale oil hace incompatible la postura de libre mercado del gobierno central con las realidades jurídicas y administrativas sobre el terreno. En otras palabras, Buenos Aires proclama el libre mercado por todo el país mientras una restricción de un gobierno local se le sienta arriba al insumo del shale oil que mantiene el crecimiento de Vaca Muerta, su proyecto estrella.

En principio, YPF y Tecpetrol no tendrían incentivos evidentes para resolver rápidamente el congelamiento de los permisos de extracción de arena. Si el poder judicial de Entre Ríos levantara mañana el congelamiento, la ventaja de YPF y Tecpetrol derivada de sus fuentes cautivas se erosionaría a medida que nuevas capacidades autorizadas quedaran disponibles para sus competidores. Esto crea una situación políticamente incómoda en la que el impulso desregulatorio de Buenos Aires no puede, al mismo tiempo, invocar poderes federales para centralizar decisiones sobre un recurso local. De hecho, el gobierno federal de Milei ha defendido la autonomía local para justificar la controvertida desregulación del sector minero en entornos glaciares por todo el país.

El gobierno de Entre Ríos presentó el denominado “estudio de impacto ambiental acumulativo” en 2023, pero los tribunales aún no han aceptado esos resultados como definitivos. Las conclusiones siguen siendo impugnadas judicialmente, con resultados dispares sobre la cuestión de fondo, pero con un cronograma procesal que sigue activo y sin resolución.^[17] Es decir, el congelamiento original de los permisos para las operaciones de extracción de arena continúa vigente hasta la fecha.^[18] Mientras tanto, no queda claro si las condiciones de vida de las poblaciones locales que soportan las operaciones areneras han mejorado. La prolongada campaña de litigios ha impedido que el comercio de arena se expanda. Sin embargo, no ha impedido que las empresas con permisos anteriores al congelamiento continúen operando mediante excepciones para su renovación.

La arena de Entre Ríos ha dejado de ser un mero insumo de abastecimiento y se ha convertido, en cambio, en una variable del recurso declarado. Hoy, el crecimiento de Vaca Muerta exige un aumento constante en las cantidades de arena entregadas a pie de obra. Si ese aumento depende de Entre Ríos, y la provincia no puede autorizar nuevas capacidades de extracción, no puede garantizar el agua necesaria para lavar la arena y sus ciudadanos están enfrascados en una disputa legal con las autoridades locales por los efectos sanitarios y ambientales del comercio de arena, entonces el sector del shale oil argentino bien podría estar enfrentándose a un ajuste técnico de sus reservas que reevalúe a la baja la recuperabilidad del petróleo in situ. Las reservas, sin embargo, son la base sobre la cual se estructuran las inversiones de cientos de millones y de miles de millones de dólares, los oleoductos de exportación e incluso las propuestas futuristas de centros de datos en la Argentina.

Recientemente, Ricardo Luciano abordó la cuestión de la extracción de arena con un medio especializado en asuntos ambientales, encapsulando el problema en una sola frase: “Se están llevando el sur de la provincia en camiones.”

LISTA DE NOTAS AL PIE

^[1] En agosto de 2026, la Argentina publicó la reevaluación más actualizada de la base de recursos de la cuenca Neuquina en aproximadamente quince años. El estudio, que abarca hasta diciembre de 2024 y concluyó en julio de 2026, revisó al alza los recursos técnicamente recuperables de shale oil hasta 30.170 millones de barriles (Pmean), frente a los 16.220 millones de barriles estimados por la EIA estadounidense en 2013. La metodología utilizada fue un análisis volumétrico probabilístico conforme al PRMS 2018, el Petroleum Resources Management System emitido conjuntamente por la SPE, el WPC, la AAPG y la SPEE, el estándar global para la clasificación de recursos de petróleo y gas. La propia Secretaría de Energía argentina solicitó el estudio el 27 de octubre de 2025 mediante una nota oficial (NO-2025-119399614-APN-SE#MEC) dirigida al Instituto Argentino del Petróleo y del Gas (IAPG), con equipos técnicos del gobierno y del sector privado aportando datos y participando directamente. El resultado fue certificado formalmente por dos universidades, la UBA y la UNLP, en calidad de supervisores académicos independientes.

^[2] La cobertura especializada sobre cuáles son los límites de la industria argentina del shale se concentra en los desafíos de tipo midstream relacionados al acceso de los oleoductos desde la formación Vaca Muerta hasta la costa atlántica, o en los costos de transporte de la arena de Entre Ríos hasta las bocas de los pozos.

^[3] Véase en general Milton-Tayler D., Duenckel R., Hydraulic Fracturing: Fundamentals and Advancements. Editado por Jennifer L. Miskimins, ISBN 978-1-61399-904-2 (2019) (explicando la función de los agentes de sostén [o apuntalantes] en el proceso de fracking).

^[4] Cf. EconoJournal (@econojournal), “Cuando la presión baja, la arena de Río Negro se rompía y...”, Instagram (mar. 2025), (el CEO de YPF, Horacio Marín, explica que la arena de Río Negro tiende a triturarse bajo la presión de cierre del shaleaproximadamente un año después de iniciada la vida productiva de un pozo, a diferencia de la arena de Entre Ríos, que sí resiste esa presión con el paso del tiempo, según determinó YPF).

^[5] Véase en general Partearroyo M. F., Caracterización tecnológica de las arenas silíceas como insumo mineral en la industria hidrocarburífera: problemáticas y aprovechamiento para la reducción de costos. Evaluación de Proyecto para la instalación de un laboratorio de análisis y control de materias primas. (2019) (Trabajo Final de Especialización. Universidad de Buenos Aires. Facultad de Ciencias Exactas y Naturales) (describiendo las características, incluidas la granulometría, esfericidad y redondez, y la distribución de los depósitos de arena sílice en la Argentina, así como su aptitud como insumo para el proceso de fracturación hidráulica).

^[6] Si los permisos ambientales para la extracción son la única licencia disponible, jurídicamente hablando, esos permisos funcionan como las propias concesiones en sí. Un titular de una concesión puede infringir una norma ambiental, volver a cumplirla y reanudar las actividades sin perder nunca la concesión, porque la concesión y la obligación de cumplimiento normativo son instrumentos separados. Pero cuando todo lo que posee una parte interesada es un permiso ambiental, y ese permiso es suspendido o nunca se expide, el titular no puede explotar el recurso de ninguna manera: un congelamiento de permisos no implica suspender el cumplimiento de una condición vinculada a un derecho existente. Más bien, suspende el único instrumento que constituye el derecho mismo a extraer arena.

^[7] El proceso que dio lugar a la prohibición original de extraer arena puede encontrarse bajo “SNE - RESOLUCION CUMPLIMIENTO AMPARO (firma digital)”, “Autos: Nº 10480”, “Expte. Nº 25405”, “Paraná - AMPAROS STJ”, de fecha 27 de mayo de 2022, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.

^[8] El proceso original puede encontrarse bajo “LUCIANO, Ricardo José C/ SR. GOBERNADOR GUSTAVO EDUARDO BORDET S/ ACCION DE AMPARO (ACCIÓN DE EJECUCIÓN DE INCIDENCIA COLECTIVA)”, “Expte. Nº 25654”, “Gualeguaychú - Cámara de Apelaciones - Sala Laboral”, de fecha 5 de mayo de 2022, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos enhttps://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.

^[9] Véase supra nota 26 para la misma denominación e identificadores del expediente, pero correspondientes a una decisión anterior sobre competencia foral, de fecha 5 de marzo de 2022. El Tribunal de Apelaciones primero resolvió si el caso correspondía siquiera a la justicia provincial y si el circuito federal constituía un forum non conveniens. Esto se confirmó aplicando el propio criterio de la Ley 25.675 para determinar la competencia federal frente a la provincial: la jurisdicción depende de si el daño alegado efectivamente excede los límites provinciales, no de que la cuestión de fondo sea “ambiental”. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.

^[10] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la decisión de fecha 11 de abril de 2022.

^[11] El proceso original puede encontrarse bajo “COOPERATIVA DE AGUA POTABLE Y OTROS SERVICIOS PUBLICOS DE IBICUY C/ CORUFA - GOBIERNO DE LA PROVINCIA DE ENTRE RIOS S/ ACCION DE AMPARO”, “Expte. Nº 25961”, “Gualeguaychú - Juzgado Civil y Comercial 2” (última sentencia de fecha 10 de enero de 2024), en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.

^[12] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la decisión de fecha 28 de septiembre de 2022.

^[13] Id. sobre el mismo nombre e identificadores del expediente para la resolución emitida el 4 de diciembre de 2024.

^[14] En sus estados financieros de 2024, Tecpetrol menciona una cuenta por pagar de US$0,9 millones a Arenas Argentinas del Paraná S.A., correspondiente a la última cuota adeudada luego de la adquisición de una “planta de arena” en la provincia de Entre Ríos.

^[15] Véase supra nota 7 para el mismo nombre e identificadores del expediente, pero con fecha 2 de marzo de 2023 (donde se analiza la imposibilidad jurídica de conceder a la empresa minera Orosmayo S.A. un permiso para abrir “dos [nuevas] canteras de arena y una planta de lavado”, en la medida en que la “constitución” de nuevas capacidades de extracción de arena en cualquier lugar de la provincia de Entre Ríos se encuentra paralizada; el razonamiento de la provincia, basado en límites departamentales y subjurisdiccionales, “carece de razonabilidad” debido a una medida cautelar general vigente contra cualquier “innovación”, dado que es “de público conocimiento” que el “objeto de la suspensión de ‘todos’ los procedimientos de autorización se dirigió subjetivamente contra el Estado Provincial”).

^[16] Asimismo, cabe señalar que el actual CEO de YPF, Horacio Marín, fue durante muchos años un alto ejecutivo de Tecpetrol, antes de ser elegido por la administración de Milei para dirigir YPF.

^[17] Los procesos originales en los que se impugnaron los resultados del estudio pueden encontrarse bajo “LUCIANO RICARDO JOSE Y OTRO C/ BERNAUDO GUILLERMO, Ministerio de Desarrollo Económico, Provincia de Entre Ríos S/ ACCION DE EJECUCION (ART. Nº58, ACCIÓN DE PROHIBICIÓN ART. Nº59, CONSTITUCIÓN DE ENTRE RIOS)”, “Expte. Nº 26979”, “Expte. Nº 8310/C”, “Gualeguaychú - Cámara de Apelaciones - Sala Civil”, en los registros de la Suprema Corte de Entre Ríos en https://mesavirtualpublica.jusentrerios.gov.ar/expedientes. El enlace no se incorporó en el cuerpo del texto porque la URL original contiene un token de CAPTCHA/sesión que excede el límite de caracteres permitido por la función de hipervínculo nativa.

^[18] Id. (donde se analiza cómo todas las “impugnaciones” al estudio siguen “en trámite” por parte de quienes se encuentran “legitimados procesalmente” para hacerlo).

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 19 de Agosto de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “Permitting for Fracking Sand Extraction Caps Vaca Muerta’s Scaling Capacity” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Una reciente sanción estadounidense que afecta a uno de los mayores productores de petróleo de Venezuela vuelve a demostrar que Washington, y no Caracas, es el verdadero regulador del sector petrolero del país. Actualmente, la industria petrolera venezolana opera bajo tres vías principales de licencias emitidas por OFAC, donde cada una regula un tipo distinto de actividad. Sin embargo, la última designación se sitúa fuera y por encima de esa arquitectura—atravesando simultáneamente las tres vías—al afectar a un único accionista minoritario de un importante productor de petróleo en Venezuela.

El 18 de agosto, el Tesoro de Estados Unidos designó a Bluwaves Properties Limited como entidad sancionada en virtud de la E.O. 13850. El Tesoro no acompañó la inclusión de Bluwaves con ninguna declaración argumentando sus motivos. Tampoco emitió una licencia que autorizara la liquidación ordenada de las operaciones con la empresa.^[1] Bluwaves es un holding con sede en las Islas Vírgenes Británicas (BVI), de quien se afirma que posee una participación minoritaria en North American Blue Energy Partners (NABEP), una empresa con presencia significativa en importantes yacimientos petroleros venezolanos a través de empresas mixtas con PDVSA, la petrolera estatal de Venezuela.

Cabe destacar que Bluwaves estaba presuntamente controlada por Harry Sargeant III, un prominente inversionista petrolero de Florida y donante del Partido Republicano. La designación de Bluwaves se produjo pocos días después de que informaciones no confirmadas afirmaran que Bluwaves podría haber vendido su participación en NABEP por $300 millones a Alejandro Betancourt, un controvertido empresario venezolano.^[2] Ni NABEP ni su socio PDVSA informan públicamente sobre los resultados de sus operaciones conjuntas. La industria depende de cifras aproximadas y de información proporcionada por agregadores de noticias. Se presume que NABEP produce alrededor de 145,000 barriles diarios, lo que la convierte en uno de los mayores productores activos de Venezuela.^[3]

En sentido estricto, OFAC no designó a la propia NABEP, sino únicamente a Bluwaves. Sin embargo, como efecto secundario, la designación también repercute indirectamente sobre NABEP debido a los mecanismos particulares del marco de sanciones. La propia guía de OFAC sobre entidades designadas con participación accionaria inferior al 50% en una empresa permite que esta última no sea designada por asociación. No obstante, la misma guía añade que dichas entidades exentas pueden ser objeto de una “futura designación o acción coercitiva por parte de OFAC”. Asimismo, conforme al §1(a)(iii) de la E.O. 13850, OFAC puede bloquear a cualquiera que proporcione apoyo a personas cuyos bienes e intereses en bienes estén “bloqueados en virtud de la orden”. En otras palabras, NABEP sigue expuesta a una designación discrecional por parte de OFAC porque (1) Bluwaves continúa figurando en papel como accionista minoritario y (2) Bluwaves es ahora una entidad bloqueada con una relación accionaria directa en la compañía petrolera.

Desde una perspectiva de cumplimiento normativo y gobernanza, cualquier pago que NABEP deba efectuar a Bluwaves en el futuro no podrá realizarse legalmente a través de jurisdicción estadounidense sin autorización de OFAC. Por separado, los bancos, contratistas, potenciales socios y demás partes tendrán ahora que evaluar anticipadamente su propia exposición en materia de licencias antes de siquiera acercarse a hacer negocios con NABEP.^[4] De esta manera, el costo comercial de la sanción recae sobre la compañía petrolera que no aparece en la designación del 18 de agosto.

Discrecionalidad sobre discrecionalidad: el mecanismo de control tripartito de OFAC sobre el petróleo venezolano y el aislamiento progresivo de NABEP

Tres vías distintas basadas en licencias de OFAC regulan quién puede operar en el sector petrolero venezolano: (1) la GL 46 de OFAC y sus enmiendas autorizan la venta de crudo de origen venezolano, mientras que la GL 48 y sus enmiendas autorizan la prestación de bienes y servicios al sector petrolero venezolano. Por ejemplo, Vitol y Trafigura venden petróleo venezolano bajo este marco desde enero. Esta es también la vía que permite el acuerdo anunciado recientemente con Schlumberger (SLB) para realizar estudios de yacimientos. Luego, (2) la GL 56 y la GL 57 autorizan transacciones con bancos estatales venezolanos y reconstruyen parcialmente el canal financiero para el comercio petrolero. Esta vía coincidió con el anuncio de reanudación de “tratos” con el FMI. Finalmente, (3) la GL 50Bautoriza operaciones de exploración y producción (E&P) únicamente para seis entidades específicas, BP, Chevron, Eni, Maurel & Prom, Repsol y Shell; mientras que la GL 49A autoriza la negociación de contratos contingentes, pero su ejecución todavía requiere una autorización separada y discrecional de OFAC. Como empresa dedicada a actividades de E&P, NABEP pertenecería a la tercera vía.

NABEP no figura entre las entidades nombradas en la GL 50B, y sigue altamente expuesta a una designación de OFAC debido a las propias sanciones contra Bluwaves y a su participación accionaria en la compañía. Visto desde la distancia, pareciera que el gobierno estadounidense está aislando cada vez más a NABEP, aunque no existe explicación aparente para ello en el registro público. Los medios han recurrido a hipótesis sobre cómo la pérdida del favor de Trump por Harry Sargeant habría provocado represalias en su contra. Esto es plausible, pero solo como un producto derivado de la situación, no como explicación principal de la elección del instrumento que la produjo.

Desarticulando el control estatal del segundo mayor núcleo de producción petrolera de Venezuela

NABEP opera en Venezuela bajo el antiguo marco jurídico del sector petrolero. Por tanto, las empresas mixtas venezolanas en las que participa NABEP son mayoritariamente propiedad del gobierno venezolano. Estas incluyen presumiblemente a Petrozamora, Petrocedeño, y un campo en Junín Sur que aún no está en producción. Con excepción de las empresas mixtas de Chevron, ninguna otra empresa produce más petróleo en Venezuela.

El Tesoro de EE.UU. designó específicamente a Bluwaves como vehículo accionario, dejando a NABEP continuar la producción y al propio Sargeant sin sancionar. Si esto hubiera sido una verdadera represalia contra Sargeant, habría sido razonable esperar que él mismo fuera designado, claramente. En cambio, se ve un alivio continuo de las sanciones estadounidenses en casi todos los demás aspectos de la relación entre Washington y Caracas, mientras que todo lo relacionado con este prolífico y económicamente importante conjunto de activos operado por NABEP parece seguir cerrándose.

No sería irracional pensar que el gobierno estadounidense prefiere que estos activos tan rentables sean transferidos fuera del control directo del gobierno venezolano. Es decir, quien controle Petrozamora y Petrocedeño bajo Delcy Rodríguez o después de ella controlará un componente fundamental para generar ingresos estatales, independiente de quién gobierne Venezuela en el futuro.

Dicho de otro modo, bloquear a NABEP (o amenazar con hacerlo), podría dejar cada vez más inútil para el gobierno venezolano el segundo mayor núcleo de producción petrolera del país, obligando a una reestructuración o transferencia de los intereses operativos.

Para Washington, una transferencia única de estos activos fuera de PDVSA—en lugar de mantener indefinidamente la influencia estadounidense mediante sanciones—podría parecer una política mucho más sensata, al menos en teoría. De ser así, la medida del gobierno estadounidense no tendría nada que ver con castigar a un empresario petrolero de Florida, sino con evolucionar hacia una forma más sostenible de ejercer influencia sobre Venezuela a largo plazo.

^[1] La licencia que OFAC sí emitió dentro del mismo paquete que sancionó a Bluwaves se refiere únicamente a dos funcionarios de la Corte Penal Internacional, designados bajo una regulación distinta, y no mediante las regulaciones de sanciones contra Venezuela. Por tanto, las designaciones comparten fecha de publicación, pero poco más, y múltiples informes de agregadores confunden ambas designaciones sin establecer que exista una conexión real entre ellas.

^[2] Por muy plausibles que puedan ser las atribuciones de propiedad de Sargeant y Betancourt, debe señalarse que la conexión de Bluwaves con Sargeant no aparece en registros corporativos públicamente accesibles, documentos de OFAC ni expedientes judiciales, y mucho menos la operación con Betancourt. Dado que las Islas Vírgenes Británicas protegen estrictamente la información sobre beneficiarios finales (dueños), su registro corporativo constituye una caja negra impenetrable para cualquiera en busca de un rastro documental verificable. Las afirmaciones se basan en la información publicada originalmente por Bloomberg, atribuida a personas “familiarizadas con el asunto” que no fueron identificadas, y desde entonces han sido repetidas por decenas de medios que citan a Bloomberg o se citan entre sí.

^[3] Se presume que NABEP está presente en Petrozamora, en los campos petroleros Bloque III, Lagunillas Tierra, Bachaquero Tierra y Ceuta VIII del lago de Maracaibo, con una producción de aproximadamente 104,000 barriles diarios; en Petrocedeño, en la Faja del Orinoco, con aproximadamente 41,000 barriles diarios; y en Junín Sur, mediante una posición adjudicada que aún no está en producción. Téngase en cuenta que esas cifras son estimaciones de la prensa especializada y de agregadores, no datos oficiales.

^[4] En concreto, OFAC “aconseja” a las personas estadounidenses “actuar con cautela” al “considerar una transacción” con una entidad no bloqueada en la que una o más personas bloqueadas tengan una participación significativa inferior al 50 %.

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 22 de Agosto de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “OFAC Sanctions NABEP’s Minority Owner Bluwaves as Venezuela Reopens Its Oil Sector” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Una demanda en tribunales estadounidenses vuelve a afectar los intereses de la minera canadiense Sherritt International en Cuba. Apenas unas semanas después de que su operación de níquel y cobalto en la isla colapsara debido a sanciones estadounidenses, la empresa vuelve a quedar atrapada en el fuego cruzado legal, financiero y diplomático entre Washington y La Habana.

El 29 de julio, la empresa Cuban Electric Company (CEC), con sede en Florida, presentó una demanda bajo el Título III de la Ley Helms-Burton contra Unión Eléctrica (UNE) y Energas S.A., dos empresas estatales cubanas. UNE es la empresa estatal de servicios eléctricos de Cuba y la principal beneficiaria de las propiedades confiscadas a CEC en Cuba. CEC poseía y operaba una “porción sustancial” de la infraestructura cubana de generación y transmisión eléctrica, y suministraba “más del 90 %” de la electricidad de Cuba. Energas también participa en la generación eléctrica, así como en operaciones de procesamiento de gas. CEC sostiene que las actividades de Energas “dependen de” y están “físicamente integradas” con instalaciones, infraestructura de transmisión y activos de distribución de gas “confiscados a CEC”. Por su parte, CEC posee una reclamación certificada por $267.568.413,62, sujeta a un interés anual del 6 % desde el 6 de agosto de 1960. La empresa de Florida busca una indemnización triple bajo la Ley Helms-Burton.

Sherritt posee una participación de un tercio de las acciones de Energas—una empresa mixta (joint venture) tripartita—junto a UNE y Unión Cubapetróleo (CUPET), la empresa petrolera estatal de Cuba. Específicamente, CEC no está demandando directamente a Sherritt, sino a Energas, argumentando que la entidad en su conjunto constituye un “alter ego” del Estado cubano porque el gobierno posee una participación mayoritaria en la empresa mixta.

Para Sherritt, esta nueva demanda plantea un problema distinto, separado de la situación que llevó a la empresa a entregar a la americana Gillon Capital una garantía por el 55 % de Moa Nickel S.A. (MNSA), su participación en la empresa mixta de níquel y cobalto en Cuba, a un precio de remate. MNSA colapsó tras una designación de OFAC, que desencadenó una venta en condiciones de liquidación a un comprador alineado con Estados Unidos. Sin embargo, esta vez Sherritt no enfrenta una designación de sanciones.

Ahora Sherritt está atrapada en una demanda civil, que llega a través de los mecanismos judiciales habilitados por el Título III y no a través del Tesoro de Estados Unidos, apenas semanas después de los acontecimientos que rodearon el colapso de MNSA. CEC basa su caso en el precedente Exxon—decidido recientemente—, donde se estableció que las “agencias e instrumentalidades” cubanas no pueden invocar inmunidad bajo la FSIA en demandas bajo Título III, y que dichas reclamaciones proceden bajo el estatuto de jurisdicción por cuestión federal.^[1] Dicho de otro modo, dado que Energas ya no puede acogerse a la inmunidad soberana tras la decisión en Exxon, CEC puede proceder con su reclamación y obtener potencialmente una cuantiosa sentencia a su favor. A su vez, esto añadiría otro pasivo al balance de Sherritt, y generaría presiones de divulgación que afectarían la gobernanza de la compañía.

Sin embargo, los problemas de Energas no comenzaron con esta demanda. Cabe señalar que Energas ya estaba expuesta a sanciones antes de la demanda: la FAQ 1258 de OFAC colocó bajo riesgo de sanciones a cualquier entidad con un 50 % o más de propiedad del gobierno cubano, estuviera o no incluida en una lista. Siguiendo esto, la participación combinada de dos tercios de UNE y CUPET en Energas supera fácilmente ese umbral. Así, Energas ahora está simultáneamente expuesta en dos frentes distintos, la vía del Título III y la vía de las sanciones. Ninguna vía depende de la otra y ambas, por sí solas, son fatales para las inversiones en Cuba.

La demanda de CEC se acopla con la exposición existente a las sanciones de OFAC, y le añade un costo específico a hacer negocios en Cuba. Ahora, la viabilidad de participar en el sector de generación eléctrica de la isla podría resultar aún más difícil para los inversionistas privados, o prácticamente imposible. Específicamente, los activos confiscados a CEC incluyen las antiguas centrales O’Bourke y Renté, en Cienfuegos y Santiago de Cuba, respectivamente, y el complejo gasífero de Melones, en La Habana, entre otros. Todos son nodos importantes y activos de la red eléctrica cubana, que se encuentra en estado de deterioro y subinversión. Una sentencia favorable a CEC haría a los activos altamente tóxicos desde los puntos de vista de deuda y financiero, encima de los ya existentes riesgos de gobernanza corporativa vinculados al marco de sanciones de OFAC.

El reciente paquete de reformas del gobierno cubano fue anunciado para atraer capital privado a sectores específicos como la generación eléctrica, y no simplemente para aparentar ante sus contrapartes estadounidenses una disposición hacia la liberalización económica. Ahora, las reformas dirigidas a esta industria tienen que competir con una reclamación de nueve cifras que se acumula sobre la infraestructura que los inversionistas necesitarían utilizar. Ciertamente, esta situación hará que el capital privado se muestre reticente a entrar en el sector, independientemente del propio historial de incumplimientos cubanos a la hora de ofrecer garantías claras para la estabilidad de inversiones extranjeras.

A medida que se profundiza la disputa diplomática entre Estados Unidos y Cuba, Sherritt se está convirtiendo rápidamente en el paciente cero y en un caso de estudio. Ningún otro inversionista extranjero en Cuba ha sido afectado de manera tan exhaustiva por el enfoque de Washington hacia La Habana como Sherritt. Ya otras empresas presentes en la isla están atravesando un destino similar, incluida la venta de participaciones de control en sus JV cubanas a compradores alineados con Estados Unidos, como es el caso reciente de Antilles Gold.

Para estas empresas y las que las sigan, la implicación extensiva es mucho más compleja: Washington ya no está presionando a La Habana hacia una reforma en el sentido convencional. Más bien, está siguiendo varios cursos de acción independientes al mismo tiempo, tanto directa como indirectamente, en forma de sanciones, adquisiciones de activos y litigios privados, que convergen todos sobre los activos físicos que el gobierno cubano necesita para garantizar su supervivencia. Siendo así que Sherritt, una minera canadiense sin parte en el diferendo Cuba-EE.UU., simplemente se encuentra en medio de un campo de batalla, sin recurso ni salida más allá de ceder ante los designios estadounidenses y limitar o liquidar sus pérdidas.

Estado: Mecanismos estadounidenses de ejecución judicial — Nivel 3: Fase de ejecución.^[2]

Estado: Mecanismos estadounidenses de aplicación y control de sanciones — Nivel 3: Fase de ejecución.

Estado: Proceso de implementación de las reformas cubanas — Nivel 2: Ejecución condicionada.

^[1] Más allá de Exxon, los abogados de CEC argumentaron que la jurisdicción personal de la corte también procede de manera independiente bajo Fuld, porque el Congreso promulgó específicamente el Título III para proteger a los ciudadanos estadounidenses frente a daños dirigidos contra Estados Unidos. En caso contrario, los abogados de CEC sostienen además que UNE y Energas no tienen derecho a la protección constitucional de la Quinta Enmienda, ya que ambas empresas son “alter egos” del Estado cubano bajo la doctrina de Bancec, establecida por la Corte Suprema y aplicada en Helmerich, y que toma en consideración factores como el control estatal sobre las ganancias, el papel de funcionarios gubernamentales y si reconocer identidades corporativas separadas permitiría a Cuba eludir sus propias obligaciones.

^[2] Esta nota aplica la clasificación metodológica propia del ST Monitor para interpretar acontecimientos específicos según su fase de ejecución, y el contenido anterior debe leerse a través de esa lente. Algunos planes permanecen en el nivel de (1) señalización política sin un marco operativo; otros están (2) condicionados dentro de sistemas sujetos a autorización; y otros están (3) plenamente operativos e institucionalizados:

Nivel 1 — Prepolítica (no existe un marco ejecutable)

Nivel 2 — Ejecución condicionada (existe actividad, pero está sujeta a permisos)

Nivel 3 — Fase de ejecución (el sistema es operativo e institucionalizado)

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 14 de Agosto de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “Sherritt’s Cuba Woes Mount, as U.S. Company Sues State-Owned Energas S.A. under Helms-Burton Act” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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En esta edición | Junio 2026

Cuba está anunciando simultáneamente su paquete de reformas económicas más ambicioso de los últimos años mientras se enfrenta a sanciones estadounidenses y presiones legales adicionales. Se seleccionaron tres eventos para ilustrar la brecha cada vez mayor entre las intenciones anunciadas por La Habana y el continuo cerco legal y financiero de Washington. La contradicción central es cada vez más clara: Cuba intenta una liberalización económica altamente controlada y precisa dentro de un marco socialista, mientras que Estados Unidos comprime cada vez más el espacio de maniobra de las entidades vinculadas al Estado cubano.

Cualquier interpretación de la situación en Cuba que no coloque esta dicotomía en el centro de su análisis está pasando por alto el principal indicador del enfoque preferido de Estados Unidos en sus objetivos de política exterior en la isla.

Se aplica la clasificación propietaria del ST Monitor para interpretar eventos específicos según su fase de ejecución. Algunos planes se mantienen en el nivel de (1) intenciones políticas sin marco ejecutivo; otros están (2) limitados dentro de sistemas de permisos; y otros se encuentran en (3) fase plenamente operativa e institucionalizada. Los casos elegidos para esta edición deben leerse a través de esa lente:

Nivel 1 — Pre-política (no existe marco ejecutable)

Nivel 2 — Ejecución restringida (existe actividad, pero está sujeta a permisos)

Nivel 3 — Fase de Ejecución (el sistema está operativo e institucionalizado)

ExxonMobil v. CIMEX: La Corte Suprema Elimina la Inmunidad Soberana de Cuba bajo la Ley Helms-Burton

El 23 de junio de 2026, la Corte Suprema falló por 6-3 que las empresas estadounidenses pueden demandar a empresas estatales cubanas (SOE) en tribunales de Estados Unidos por propiedades confiscadas después de 1959, sin necesidad de cumplir con los estándares de excepción de la Ley de Inmunidades Soberanas Extranjeras (FSIA). El juez Kavanaugh redactó la opinión de la mayoría. La jueza Kagan discrepó, acompañada por Sotomayor y Jackson. Se revocó y devolvió el fallo al Circuito de Cortes de Washington, D.C.

Este fallo de la Corte Suprema incorpora la litigación al arsenal de Washington para presionar al gobierno cubano a sentarse a la mesa de negociaciones.

Los Hechos del Caso

El gobierno cubano confiscó la refinería de Standard Oil, sus terminales y más de cien estaciones de servicio luego de 1960. Dos empresas estatales cubanas—Unión Cuba-Petróleo (CUPET) y Corporación CIMEX, S.A.—han operado y obtenido beneficios de esos activos desde entonces. En 1969, la Comisión de Liquidación de Reclamaciones Extranjeras certificó la reclamación de Exxon en más de 71,6 millones de dólares. Contabilizando los intereses previos al juicio y los daños triples establecidos en el Título III de la Ley Helms-Burton, esa cifra supera ahora los 1,000 millones de dólares. El 2 de mayo de 2019, Exxon demandó a ambas entidades, y al alter ego panameño de CIMEX (o empresa pantalla), el mismo día en que el Departamento de Estado levantó la suspensión presidencial sobre el Título III que todas las administraciones anteriores habían mantenido de forma continua desde 1996. El Tribunal de Distrito desestimó el caso arguyendo conflictos con la ley FSIA. Un panel dividido del Circuito (de apelaciones) de D.C. confirmó esa desestimación, que la Corte Suprema ahora ha revocado en favor de Exxon.

El Fallo del 23 de Junio

Un demandante que demande a una “agencia o instrumentalidad cubana” bajo el Título III de la Ley Helms-Burton no necesita cumplir ninguna de las excepciones de inmunidad enumeradas en la FSIA. La propia Ley Helms-Burton produce la derogación (o eliminación) de la inmunidad.

El razonamiento se basa en CUATRO puntos: (1) La acción bajo el Título III se dirige expresamente contra “cualquier agencia o instrumentalidad de un Estado extranjero”, que la Corte interpreta como una derogación de inmunidad según su propio precedente en Kirtz. (2) Exigir el cumplimiento de la FSIA vaciaría la acción de contenido, porque el embargo que la ley Helms-Burton codificó simultáneamente hace que las únicas excepciones disponibles bajo la FSIA sean casi imposibles de cumplir. (3) El Congreso colocó estas demandas bajo 28 U.S.C. §1331, la regulación general sobre cuestión federal, no bajo la §1330, que rige las demandas de la FSIA. Y (4) la concesión al Presidente del poder plenario para suspender demandas de Título III refleja el régimen de inmunidad previo a la FSIA, en el que la inmunidad era una determinación ejecutiva, no judicial.

Dicho de otro modo, los ciudadanos estadounidenses que demanden a empresas estatales cubanas por propiedades confiscadas, bajo el amparo de la ley Helms-Burton, no tienen que superar los obstáculos de la FSIA. Según Kirtz, la Ley Helms-Burton cancela por sí sola la inmunidad de Cuba, porque la ley nombra explícitamente a entidades estatales extranjeras como demandadas y canaliza los casos a través de la jurisdicción general de cuestiones federales en lugar del marco de la FSIA.

Además, obligar a los demandantes a seguir las reglas de la FSIA haría que la ley fuera inútil debido a lo estricto del embargo estadounidense, y la estructura de la Ley en sí deja intencionadamente las decisiones de inmunidad al Presidente en lugar de a los tribunales.

Sin embargo, la decisión no resuelve todos los asuntos pendientes. La Corte reservó expresamente el tema de si la Helms-Burton deroga la inmunidad de instrumentalidades extranjeras no cubanas, por lo que no se abordan los socios extranjeros que ahora enfrentan presión de designación.

En la práctica, el fallo autoriza el derecho a demandar a empresas estatales cubanas y a obtener un fallo, pero no resuelve el derecho a cobrar. Es decir, la inmunidad de ejecución bajo 28 U.S.C. §§1609–1611 permanece intacta, lo que significa que un demandante que gane contra CUPET no puede simplemente enviar tropas federales estadounidenses a incautar un buque de carga del gobierno cubano o una refinería. Esos activos siguen protegidos por el §1609.

No obstante, en este último punto, la mayoría aclaró que un fallo tiene valor independiente como “ventaja” frente a “desarrollos futuros en la ley o en Cuba”. También es notable que la Corte mencionara en una nota al pie que tales fallos pueden proporcionar “incentivos correspondientes para que Cuba se democratice”, asumiendo así una posición específica sobre los objetivos actuales de política exterior de Estados Unidos en Cuba.

Las Consecuencias del Fallo

Con esta decisión, la Corte Suprema de Estados Unidos advierte que tiene apetito para interpretar extensivamente la Ley Helms-Burton. El fallo no cambia a corto plazo la realidad jurídica de las empresas estatales cubanas frente a demandantes estadounidenses. Sin embargo, el resultado indica que la propia Corte es el actor más reciente en incorporarse a un aparato económico, político y legal altamente cohesionado, bajo un Departamento de Estado liderado por Marco Rubio, diseñado para presionar al gobierno cubano a reformarse o sucumbir.

Además, la decisión de la Corte convirtió el Título III en un instrumento mucho más afilado. Se verificó oficialmente que el Título III de la Ley Helms-Burton está diseñado para actuar como una ventaja geopolítica de la Casa Blanca contra La Habana. Por un lado, las corporaciones estadounidenses (como Exxon) ahora están autorizadas a perseguir a empresas estatales cubanas en tribunales de EE.UU. y previsiblemente ganar casos con compensaciones enormes, lo que a su vez infligirá inmensas presiones económicas y de divulgación sobre el gobierno cubano. Por otro lado, como el fallo confirmó que el Presidente de Estados Unidos retiene el derecho legal de congelar estas demandas en cualquier momento, es la Casa Blanca quien tiene el control último sobre el asalto legal, otorgando a la administración aún más ventaja en las negociaciones con La Habana.

Estado: Nivel 3 – Fase de Ejecución

Con las Sanciones del 23 de junio, Estados Unidos Vuelve a Aplicar el Manual Sherritt

El 23 de junio, el Departamento de Estado y el Departamento del Tesoro de Estados Unidos sancionaron a cinco entidades estatales cubanas (SOE) adicionales. A simple vista, las designaciones de GeoMinera S.A., RAFIN S.A., Banco Financiero Internacional (BFI), AUSA y Empresa Siderúrgica José Martí parecen encajar en el plan habitual de poner en cuarentena los activos del gobierno cubano para intentar cortar los flujos de divisas.

No obstante, este nuevo evento revela un patrón emergente junto a la adquisición de la operación de níquel-cobalto de Sherritt en Cuba, por parte del fondo estadounidense Gillon Capital. Pareciera que Washington está haciendo algo más que congelar activos para beneficio de sus propios objetivos políticos solamente. La administración estadounidense podría estar alineando cada vez más sus objetivos políticos con intentos de adquirir los activos que sanciona, definiendo así un nuevo manual en el diferendo Cuba-EE.UU.

Este nuevo enfoque apunta a una estrategia altamente pragmática (y efectiva) hacia Cuba, donde el objetivo de política exterior estadounidense es doble: político y económico, y no se excluyen mutuamente. Previas Administraciones estadounidenses—incluido el primer mandato de Trump—nunca habían mostrado este nivel de sofisticación, coordinación y disposición para usar todo su arsenal de herramientas diplomáticas, económicas y legales a la hora de perseguir sus objetivos políticos en Cuba.

La Nueva Técnica

Desde mayo, Washington ha estado sancionando los vehículos legales de empresas mixtas cubanas (JV o joint venture) a través de los cuales las empresas estatales en Cuba se asocian con compañías extranjeras, y no solo a las matrices estatales cubanas que hay detrás.

El 7 de mayo, Moa Nickel S.A. (MNSA)—la operación mixta de níquel-cobalto entre Sherritt y Cuba—fue designada por el Departamento de Estado, con un lenguaje vinculado explícitamente a expropiaciones posteriores a 1959: Moa Nickel “obtiene beneficios” de activos “confiscados” a personas y corporaciones estadounidenses. La rápida consecución de eventos que siguió, llevó a Sherritt a entregar un instrumento privado de opción compra de acciones a Gillon Capital (EE.UU.), por el 55% de su participación en la JV de níquel-cobalto, a precio de remate. Anteriormente documenté este asunto y sus consecuencias.

Ahora, un mes después, otras dos empresas con situaciones relativamente similares están un ciclo por detrás del destino de Moa Nickel y cayendo rápidamente en la misma posición que enfrentó Sherritt:

a. Antilles Gold

El 4 de junio, OFAC designó a Minera La Victoria S.A. (MLV), la empresa mixta entre la minera australiana Antilles Gold y la empresa estatal cubana GeoMinera. La empresa mixta opera una mina de oro-plata-antimonio y una mina de cobre-oro en dos ubicaciones diferentes en Cuba, y posee varias concesiones independientes de cobre. El 5 de junio, Antilles Gold solicitó de emergencia una suspensión temporal de sus acciones en la Bolsa de Valores de Australia (ASX), pendiente de un anuncio sobre sus motivos. El 10 de junio, Antilles Gold explicó los motivos de la suspensión requerida, argumentando “incertidumbre” sobre el “impacto actual y futuro en sus activos y actividades en Cuba” tras la sanción y designación de su JV por OFAC.

El 18 de junio, la compañía confirmó que había suspendido su gestión directa y la financiación de MLV en Cuba, al tiempo que anunció que había entrado en “discusiones” con el Departamento de Estado de EE.UU. para “presentar una propuesta” sobre el asunto “en un futuro próximo”. Ese mismo día, la ASX anunció además que la negociación en bolsa de las acciones de Antilles Gold se reanudaría.

Antilles Gold claramente aprendió de los eventos de Mayo y actuó mucho más rápido que Sherritt, congelando voluntariamente el precio de sus acciones inmediatamente después de las sanciones y entrando posteriormente en negociaciones con el Departamento de Estado. Claramente se tomaron esas decisiones para salvar la empresa de una valoración desplomada, de cara a las negociaciones venideras. Esa parte del problema parece haberse resuelto, dado el posterior anuncio de “negociaciones” y el levantamiento de la suspensión de sus acciones en bolsa.

No obstante, la JV de Antilles Gold no se salvará del mismo problema que hundió la operación de níquel-cobalto de Sherritt: una vez sancionada por OFAC, las cuentas por cobrar permanecen congeladas en el balance de la empresa y la pregunta de si se pueden cobrar se convierte en un problema legal que solo el gobierno estadounidense puede desbloquear. Así, la puerta vuelve a quedar abierta, de par en par, para que un actor estadounidense intervenga y obtenga la autorización del gobierno de EE.UU. para adquirir esos activos.

b. Trafigura

La designación de GeoMinera del 23 de junio afecta directamente la exposición de Trafigura en Cuba. Posiblemente previendo la situación, Trafigura ya había comenzado a detener envíos de concentrado de zinc desde la mina Castellanos (Minas de Matahambre) en el occidente de Cuba a compradores externos desde las sanciones a la MLV del 4 de junio. La designación de Geominera ahora obliga al negocio de zinc de Trafigura en Cuba a enfrentar las mismas decisiones que debe tomar Antilles Gold.

La designación a nivel de JV elimina el aislamiento legal del socio extranjero. El propio lenguaje del Departamento de Estado vincula la vía de las sanciones al Título III, que el fallo de Exxon—decidido el mismo día que la designación de la JV de Trafigura—ha hecho más ejecutable contra todas las empresas estatales cubanas y sus socios.

Conclusión: Una Carrera a Toda Velocidad por los Minerales Críticos de Cuba

De cara al futuro, no sería irracional esperar que EE.UU. repita esta arquitectura emergente de forma continua: designar la JV cubana, tratar de hacer entrar en crisis al socio extranjero, y posicionar a un comprador alineado con EE.UU. bajo la no-objeción del Departamento de Estado y del Tesoro. Este es, ahora, un modelo que el gobierno estadounidense parece estar aplicando firme y coordinadamente.

En dos meses, el gobierno estadounidense ha paralizado y puesto una presión severa sobre todos los operadores extranjeros de los activos de níquel, cobalto, oro, plata, cobre, antimonio y zinc de Cuba. Con objetivos de política exterior maximalistas al frente de la ecuación, Washington se está moviendo con rapidez para asegurar toda la gama de minerales críticos de Cuba, mediante una combinación de sanciones cronometradas y oportunismo de mercado que está produciendo salidas de los socios extranjeros del gobierno cubano impulsadas por complimiento normativo. Por lo tanto, los comentarios enfocados en los modelos de Irán o Venezuela como análogos a la situación de Cuba están buscando pistas en el lugar equivocado.

Estado: Nivel 3 – Fase de Ejecución

Abriendo y Cerrando al Mismo Tiempo: Un Mapa de Cumplimiento Normativo y el Destino de las 176 medidas de Cuba

El paquete de reformas de Cuba del 18 de junio y las sanciones estadounidenses del 23 de junio no están desconectados entre sí. Las narrativas que afirmen lo contrario son incorrectas. Ambos conjuntos de acciones fueron anunciados aproximadamente la misma semana, sobre los mismos activos, desde direcciones opuestas. La Habana ofrece a los inversionistas extranjeros participación accionaria en empresas estatales que se convertirían a sociedades mercantiles por acciones, acceso a banca privada y controles estatales menos estrictos sobre la economía cubana. Washington sancionó al banco (BFI) a través del cual se liquidan prácticamente todas las transacciones de entidades extranjeras en Cuba, el nodo financiero offshore y vehículo de inversión (RAFIN S.A.) de Cuba, y el operador logístico (AUSA) del único puerto moderno de Cuba. Los inversionistas atrapados entre esos dos anuncios enfrentan un laberinto de cumplimiento normativo que ni las reformas ni las sanciones por sí solas explican completamente.

Sanciones Estadounidenses: El Viejo Perímetro Renovado

Para los ciudadanos estadounidenses, las Regulaciones de Control de Activos Cubanos (el Embargo o CACR) siguen siendo el marco rector. Asimismo, la Ley Helms-Burton ha salido reforzada tras la decisión en Exxon. Además, las entidades designadas bajo la E.O. 14404 y órdenes anteriores quedan vedadas a falta de licencias específicas, y la Licencia General 1 solo preserva lo que el Embargo ya permitía. La supuesta “apertura capitalista” contenida en las 176 medidas propuestas por La Habana no podrá cambiar nada de esto, dada la posición de Washington en contra de una apertura económica sin reforma política en Cuba.

Las nuevas sanciones recaen principalmente sobre personas no estadounidenses. La edición de Preguntas Frecuentes (FAQ) 1258 de OFAC, emitida el 4 de junio, establece que el riesgo de sanciones secundarias bajo la E.O. 14404 se extiende a cualquier entidad cubana con propiedad estatal del 50% o más—directa o indirectamente—, incluso cuando la entidad misma no figure en ninguna lista. Dado que las empresas estatales cubanas tienden a monopolizar todas las actividades y activos dentro de sectores enteros, esa regla del 50% casi con certeza significa que una futura “sociedad mercantil por acciones” en Cuba puede heredar las sanciones de la compañía matriz sin heredar su nombre.

Dicho de otro modo, como la economía cubana está completamente dominada por unos pocos monopolios estatales gigantescos, los inversionistas no pueden escapar de la nueva clase de sanciones. Si una empresa estatal matriz controla toda una industria como la minería o la logística, cada subsidiaria, empresa mixta o escisión que toque hereda esa regla de propiedad del 50% y queda automáticamente en la lista negra.

Desde el punto de vista del cumplimiento normativo, la revisión de listas solamente ya no será suficiente para completar los análisis de diligencia requerida. Ahora, los técnicos de cumplimiento normativo tendrán que preguntarse si el activo de la contraparte aparece en una lista y quién es el que, investigando hacia arriba, es el dueño.

Inversión: Un Problema de Diligencia en Dos Capas

Las 176 medidas de reforma invitan al capital extranjero, pero la Ley Helms-Burton revoca esa invitación. La responsabilidad bajo el Título III se aplica al “tráfico” en propiedades tomadas el 1 de enero de 1959 o después—completamente independiente de cualquier lista de sanciones—y la decisión en Exxon ha aclarado que las demandas contra empresas estatales cubanas ya no requieren que el demandante cumpla los requisitos de la FSIA. Por lo tanto, la investigación de diligencia requerida sobre cualquier nueva sociedad mercantil por acciones derivada de las reformas se realizaría en dos vías paralelas.

Primero, la vía de las sanciones: ¿alguna empresa matriz o subsidiaria califica como entidad bajo la regla del 50%, revisada contra la orientación de OFAC y la Lista Restringida de Cuba?

Segundo, la vía de origen bajo el Título III: ¿la tierra, planta o concesión subyacente se remonta a propiedad “confiscada” a un ciudadano estadounidense el 1 de enero de 1959 o después, revisada contra el registro de la Comisión de Liquidación de Reclamaciones Extranjeras y la cadena de titularidad histórica?

Estas son metodologías diferentes, que requieren habilidades diferentes para discernir las respuestas, y cada una es fatal de forma independiente para una inversión extranjera en Cuba. Ambos ejercicios deberán completarse antes de cualquier compromiso de inversión.

Consideraciones Finales: Lavado de Dinero (AML) e Infraestructura de Pagos

BFI servía como el banco de Cuba para transacciones de entidades extranjeras a nivel nacional, y RAFIN gestionaba los flujos financieros offshore. Ambos están ahora designados por OFAC. La consecuencia más inmediata será que los bancos (extranjeros) asociados mitigaran el riesgo de los flujos financieros vinculados a Cuba, empujando esas transacciones hacia canales menos transparentes, que es donde suelen concentrarse las complicaciones de tipo AML.

Para las instituciones financieras no estadounidenses, el marco legal de la regulación europea anti-Helms-Burton de 1996 no fue diseñado para el régimen de sanciones secundarias de 2026 con el alcance de la E.O. 14404. La vieja estrategia de evitar los dólares estadounidenses para comerciar con Cuba de forma segura en Euros o monedas locales ya no funciona. Bajo las nuevas reglas, Estados Unidos expulsará completamente a un banco extranjero del sistema del dólar si lo descubren manejando cualquier negocio cubano en cantidades significativas, independientemente de la moneda utilizada en la transacción. Es decir, para proteger su acceso al sistema financiero estadounidense, los bancos extranjeros ahora están obligados a buscar activamente a los propietarios ocultos de empresas estatales cubanas, revisar a todos los socios transando en moneda local y auditar su historial de transacciones pasadas en busca de violaciones ocultas como requisito básico, no como una opción.

En general, incluso si las reformas de Cuba abren espacio para el capital extranjero, el perímetro legal se contrajo mucho más rápido de lo que las reformas podrán expandirse. Los efectos de la nueva ronda de sanciones y de la decisión en Exxon durarán más y pesarán más que cualquier oportunidad que propicien las reformas. Esto es así porque las nuevas sanciones crearán un riesgo de gobernanza corporativa que ninguna empresa tendrá el apetito de asumir, y un fallo negativo bajo el Título III, una vez obtenido, será una reclamación legal asentada contra una futura Cuba que pronto puede lucir muy diferente. Los inversionistas que solo lean los anuncios de reformas en La Habana se están perdiendo la mitad importante de la historia.

Estado: (176 Medidas) Nivel 1 – Pre-política

Estado: (Mecanismo de Ejecución de Sanciones Estadounidense) Nivel 3 – Fase de Ejecución

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 29 de Junio de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “ST Monitor | June 2026 | Resources Under Maximum Pressure: Reforms Announcement vs. Sanctions Reality in Cuba” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Qué Leer Después:

Una campaña de presión coordinada por parte de EE.UU. contra Cuba está afectando a la minera canadiense Sherritt International. La empresa es un daño colateral en una operación que, como efecto secundario, reposiciona los intereses estratégicos de EE.UU. en los activos cubanos de níquel y cobalto. Las reservas de níquel y cobalto de Cuba se encuentran entre las más grandes del mundo.

El 1ro de mayo de 2026, la administración Trump emitió una orden ejecutiva que amplió las sanciones contra Cuba, e incluyó la empresa mixta de Sherritt International con el gobierno cubano—General Nickel Company, S.A. “GNC”—para la producción de níquel y cobalto en Moa, en el oriente de Cuba.

El 7 de mayo, Sherritt suspendió formalmente su participación directa en la empresa mixta de Moa. La directora financiera (CFO) de la compañía canadiense, Yasmin Gabriel, y su auditor de larga data, Deloitte, renunciaron poco después. El 15 de mayo, Sherritt incumplió el plazo para reportar sus resultados de primer trimestre (Q1) ante la Comisión de Valores de Ontario (OSC). Para el 19 de mayo, Sherritt ratificaba públicamente su intención de disolver la empresa mixta en Cuba lo más rápido posible, buscando específicamente informar a las autoridades estadounidenses y a otras partes interesadas con el anuncio.

El 20 de mayo, el Fiscal General interino de EE.UU., Todd Blanche, acusó formalmente al líder cubano Raúl Castro por su presunto rol en el derribo de una aeronave civil en el Estrecho de la Florida en 1996. Ese mismo día, Sherritt revirtió su decisión de disolver la empresa mixta y anunció un acuerdo de intenciones no vinculante con Gillon Capital, LLC (Gillon). Esta firma es la oficina familiar (family office) de Ray Washburne, exdirector de la OPIC (Corporación de Inversiones Privadas en el Exterior, 2017-2019) durante el primer mandato de Trump, exmiembro del Consejo Asesor de Inteligencia del presidente Trump, vicepresidente del Comité de la Victoria de Trump en 2016, exasesor del Comando Sur de las Fuerzas Armadas de EE.UU. y donante prominente del Partido Republicano. Gillon adquiriría una participación mayoritaria del 55% mediante un instrumento privado de opción de compra de acciones (equity warrant), a precio de descuento respecto del precio de cierre (C$0.11) del 15 de mayo.

El 21 de mayo, la OSC emitió una Orden de Cese de Operaciones por Incumplimiento de Reportar (FFTCO) contra Sherritt, bloqueando todas las operaciones comerciales que incluyan acciones de la compañía. Es aquí donde las salidas del auditor Deloitte y de la CFO de Sherritt podrían ofrecer algunas pistas. El gobierno cubano le adeuda a Sherritt 368 millones de dólares en un término de cinco años (2023-2027), pagaderos en especie, con cobalto de la empresa mixta en Moa. Esa cuenta por cobrar permanece en la contabilidad de Sherritt.

Bajo la nueva arquitectura de sanciones de Washington, las preguntas de si esa cuenta por cobrar es recuperable, cómo debe valorarse y si las transacciones para cobrarla constituirían operaciones prohibidas permanecen sin respuesta. Deloitte no puede firmar estados financieros que contengan una cuenta por cobrar de carácter material cuya recuperabilidad y condición jurídica no puede evaluar. Asimismo, un CFO no renuncia en momentos de máxima presión a menos que no pueda respaldar las cifras o que una situación particular le genere un escenario de responsabilidad personal. No es descabellado imaginar una situación en que la junta directiva y la CFO discreparan en cuanto a cómo caracterizar la posición financiera de la compañía en el contexto de la transacción con Gillon y de la reversión de la disolución de la empresa mixta.

El Departamento de Estado y el Tesoro de EE.UU. han confirmado que no objetan en contra de las negociaciones. Sin embargo, la no objeción del gobierno estadounidense al acuerdo con Gillon no constituye una autorización legal para que Sherritt continúe operando en Cuba. Esto difiere sustancialmente de emitir una licencia específica que proteja a Sherritt, a Deloitte o a cualquier directivo frente a las sanciones OFAC. Dicho de otro modo, la no objeción solo aborda si Gillon puede adquirir Sherritt; no aborda si las cuentas por cobrar cubanas son legalmente recuperables, si las transacciones para cobrarlas están autorizadas, o si un auditor que certifique su valor se expone a algún tipo de responsabilidad personal.

En conjunto, el gobierno de EE.UU. ha preaprobado esencialmente una estructura mediante la cual un operador político vinculado a Trump adquiere el control mayoritario de las acciones de Sherritt en Cuba a precio de remate, con el beneplácito del Departamento de Estado y el Tesoro, sin hacer nada al mismo tiempo para resolver la ambigüedad jurídica que está erosionando la gobernanza corporativa de Sherritt. La no objeción parece deliberadamente selectiva: protege únicamente la transacción de Gillon; no protege a nadie que deba certificar la posición financiera actual de la empresa en el proceso de la transacción per se. Si se le hubieran dado garantías a la CFO y a Deloitte, el precio de las acciones de Sherritt podría haberse estabilizado, lo que tal vez hubiera mejorado su posición negociadora frente a Gillon y, a su vez, haberle costado más dinero a Washburne.

Además, la FFTCO crea una paradoja que beneficia considerablemente a Gillon. Gillon no está comprando acciones de Sherritt a través de la Bolsa de Valores de Toronto (TSX). Gillon está recibiendo un instrumento privado de opción de compra de acciones—ejecutable en un plazo de nueve meses a partir del cierre—que le otorga el derecho de adquirir suficientes acciones de nueva emisión para alcanzar el 55% de la propiedad. Por lo tanto, la FFTCO no cancela automáticamente el mecanismo de colocación privada. Cuando se levante la FFTCO que pesa sobre Sherritt y se reanuden las operaciones con sus acciones, el precio de mercado podría ser incluso inferior a C$0.11, teniendo en cuenta los acontecimientos desde el 15 de mayo y el continuo deterioro de la situación en Cuba. Esto significa que Gillon podría renegociar a la baja el precio del ejercicio si el acuerdo se formaliza. Con las operaciones de Sherritt suspendidas, no existe un precio de mercado actualizado, lo que juega a favor de Gillon.

En general, EE.UU. está ejerciendo máxima presión legal y diplomática sobre el gobierno cubano, a la vez que un operador político vinculado a Trump adquiere control de una importante operación de minería y refinación en Occidente a precio de liquidación. Sherritt probablemente sufrirá golpes financieros y de reputación sustanciales, una vez resuelto el asunto. El destino de la operación cubana, no obstante, parece estar firmemente establecido en los planes del gobierno de EE.UU. para fortalecer su seguridad nacional en minerales críticos, como producto secundario de su posición hostil hacia Cuba.

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 4 de Junio de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “BRIEFING NOTE | Sherritt’s Collapse in Cuba Opens Path for U.S. Distressed Acquisition” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Resumen Ejecutivo — Publicado originalmente en Abril, 2026.

• Un nuevo mecanismo neo-colonial está emergiendo en Brasil. La creciente concentración de infraestructura y del comercio de la soya en manos chinas está cambiando el equilibrio competitivo del mercado brasileño de granos.

• Tras el fracaso diplomático de la estrategia de adquisición de tierras en el exterior, China giró hacia un modelo más sofisticado: controlar la cadena de valor agrícola —insumos, originación, logística e infraestructura portuaria— en lugar de poseer la tierra. Brasil, con el 41,5% del mercado mundial de soya, es el eje de esa estrategia.

• La arquitectura de control chino opera en tres capas simultáneas:

  (1) upstream, a través de COFCO —que adquirió Noble Agri y Nidera entre 2014 y 2017, comprando un siglo de relaciones comerciales con productores del Cono Sur— y de ChemChina/Syngenta, que opera la IP de la variedad de soya NA 5909 RG de Nidera y la vende de vuelta al agricultor brasileño; (2) midstream, manteniendo cientos de vagones de carga y decenas de locomotoras en propiedad de COFCO, más la concesión a 25 años de la Terminal 11 en Santos y el 90% del puerto de Paranaguá en manos de CMPort como salidas atlánticas, y (3) downstream, con la capacidad a futuro de influir los mecanismos de formación de precios debido a su creciente condición monopsónica en el mercado brasileño de granos.

• El mecanismo de extracción no requiere manipulación de precios ni coerción: opera a través de la captura de renta ricardiana vía captura de rentas de infraestructura.

• El productor brasileño recibe el precio de mercado, pero ese precio de mercado se fija de cara a compradores cuya estructura de costos logísticos es más alta que la de COFCO.

• Los márgenes de beneficio que deberían fluir al productor se quedan en manos del operador chino, integrado verticalmente. El resultado: la ventaja competitiva agrícola que Brasil construyó durante 50 años de política pública termina subsidiando la seguridad alimentaria china a través de condiciones comerciales asimétricas.

El artículo examina cómo China ha transformado el comercio de soya brasileña en un instrumento estratégico de su propia seguridad alimentaria. A través de inversiones directas, control de puertos y poder de mercado, Pekín ha estructurado el flujo comercial de manera que Brasil asume gran parte de los costos y riesgos, mientras China obtiene suministro estable y condiciones ventajosas.

Se documenta cómo esta dinámica genera una dependencia asimétrica: los productores brasileños enfrentan mayor volatilidad de precios y presión logística, mientras China asegura su cadena de suministros con relativa estabilidad.

En conclusión, Brasil está pagando un precio oculto por su rol de gran proveedor de soya a China. La “seguridad alimentaria con características chinas” se construye, en parte, sobre la base de condiciones comerciales que comprometen la autonomía y la rentabilidad a largo plazo de la agroindustria brasileña.

Este breve resumen se ofrece como cortesía al público hispanohablante y no constituye la versión completa del artículo principal en Inglés, publicado originalmente en Abril 10, 2026.

El artículo original “Food Security with Chinese Characteristics, or How to Make Brazil Pay for Your Soy” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Resume Ejecutivo — Publicado originalmente en Febrero, 2026

• La interferencia política de la administración Petro en Ecopetrol ha desmantelado de facto la independencia de la junta directiva: 17 ejecutivos han renunciado o sido destituidos desde 2022,

• El ingreso neto de la empresa cayó de $7,85 mil millones en 2022 a $3,6 mil millones en 2024, y las reservas probadas descendieron un 3,3% neto en el mismo período. La moratoria sobre la actividad exploratoria implica que las reservas actuales se agotarán hacia 2030.

• El caso emblemático que resume la mala gestión fue el rechazo a ampliar la participación de Ecopetrol en el Proyecto Crownrock en la Cuenca Pérmica en Texas, EE.UU., uno de los activos más rentables de la empresa.

• Además, la posible venta total de la posición en la Cuenca Pérmica ilustra cómo las prioridades políticas de Petro están anulando los deberes fiduciarios de la junta hacia los accionistas, incluido inversores internacionales.

• El contraste con Petrobras y YPF —empresas estatales de Brasil y Argentina que mantienen autonomía operativa con independencia del color político del gobierno— demuestra que la gobernanza corporativa no es ideológica sino funcional.

• Ecopetrol aporta hasta el 10% de los ingresos del Estado. El costo de su deterioro institucional se trasladará a la capacidad fiscal para dar servicios públicos en un país con altas tasas de pobreza y 7,3 millones de desplazados internos.

El artículo documenta de forma detallada cómo el gobierno de Gustavo Petro ha desmantelado progresivamente los mecanismos de gobernanza corporativa de Ecopetrol y la posición de su CEO, Ricardo Roa en la compañía, como aliado de Petro.

A través de nombramientos políticos, purgas en la junta directiva y decisiones estratégicas controvertidas, se ha priorizado la agenda ideológica del gobierno sobre la maximización de valor para los accionistas minoritarios y la sostenibilidad operativa de la empresa.

Se presenta evidencia cuantitativa clara: caída de ingresos netos, reducción de reservas probadas y un reemplazo de producción insuficiente. Estas tendencias no son accidentales, sino el resultado directo de la intervención política en las decisiones operativas y estratégicas de la compañía.

Se advierte que la erosión de la gobernanza corporativa en Ecopetrol representa un riesgo sistémico para Colombia. Al tratar a la empresa como un instrumento de política pública en lugar de una entidad comercial, el gobierno está comprometiendo su valor a largo plazo y, por extensión, los recursos fiscales del Estado.

Este breve resumen se ofrece como cortesía al público hispanohablante y no constituye la versión completa del artículo principal en Inglés, publicado originalmente en Febrero 28, 2026.

El artículo original “Gustavo Petro and the Abolition of Corporate Governance in Ecopetrol” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Resumen Ejecutivo — Publicado originalmente en Marzo, 2026.

• El Activismo inversor contra Chubb —liderado por la coalición As You Sow y Green Century desde 2019— demandó a la compañía en un tribunal federal de D.C. sobre una propuesta a incluirse en la junta de accionistas de este año.

• Independiente de la demanda, el motivo de fondo busca un resultado más ambicioso que controlar emisiones de gases de efecto invernadero: se busca forzar al mayor asegurador P&C del mundo a demandar judicialmente a la industria de combustibles fósiles por daños climáticos vía subrogación.

• Si la demanda prospera y Chubb es forzado, a su vez, a demandar a la industria petrolera, los efectos no se limitarían al sector solamente: cualquier industria que dependa de actividades relacionadas a, o que se garanticen con hidrocarburos o sus derivados —logística, agro, infraestructura— quedaría expuesta a interrupciones severas en el acceso a esquemas de re-aseguramiento a escala global.

• La industria de los seguros es la llave maestra de la economía industrial moderna: sin ella no hay financiamiento de proyectos, no hay crédito bancario y no hay operación comercial a escala.

• Chubb es el mayor cedente en México por volumen de primas, con una posición dominante en líneas industriales —refinería, transporte, riesgo catastrófico— que ningún asegurador local tiene capacidad de absorber. Su salida del país o su restricción operativa no “elimina” a un actor, sino que impide el acceso al sistema global de re-aseguramiento.

• El verdadero costo de esta batalla legal se pagará en el Sur Global, no en los juzgados de Washington. México, con su infraestructura energética y logística dependiente de combustibles fósiles, enfrenta costos crecientes y posibles brechas de asegurabilidad.

• Estos cambios generarían presiones en cadenas de suministro (transporte refrigerado, almacenamiento y distribución de alimentos) y redistribuirían riesgos hacia productores y consumidores finales.

El artículo analiza cómo un endurecimiento de las políticas de aseguramiento de riesgos de Chubb (con base en criterios anti-hidrocarburos) y otras aseguradoras internacionales pueden generar costos tangibles para productores de alimentos e infraestructura comercial en México.

Utilizando al país azteca como estudio de caso, se muestra que estas decisiones desde ámbitos transnacionales trasladan presión financiera hacia sectores clave como energía, transporte y logística.

Un endurecimiento de los criterios de aseguramiento anti-hidrocarburos no solo aumentaría las primas, sino que en algunos casos reduciría o eliminaría la cobertura disponible para activos de tipo industrial, y que dependen de la economía diesel. Esto daría al traste con la viabilidad económica y la estabilidad de cadenas de suministro que incluyen, por ejemplo, la producción y distribución de alimentos.

En última instancia, las decisiones de aseguradoras globales como Chubb tienen un impacto directo y a menudo subestimado en economías emergentes. Estos costos no se quedan en el Norte; se trasladan hacia el Sur, afectando la competitividad y la seguridad alimentaria y energética de países como México.

Este breve resumen se ofrece como cortesía al público hispanohablante y no constituye la versión completa del artículo principal en Inglés, publicado originalmente en Marzo 18, 2026.

El artículo original “Chubb’s Climate Insurance Wars Have a Price: Ask Mexico” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Resumen Ejecutivo — Publicado originalmente en Febrero, 2026

• El embargo petrolero de la administración Trump no es la causa del colapso cubano: es un acelerador de una crisis estructural de décadas provocada por la gestión centralizada del Estado.

• Cuba produce aproximadamente 41.000 bpd, cubriendo solo el 40% de su demanda interna; los apagones de más de 1.600 MW de déficit en horas pico y la contracción acumulada del 15% del PIB desde 2018 anteceden al decreto ejecutivo de enero de 2026.

• La economía cubana funciona en la práctica como un sistema de subsidio forzado por la diáspora: el salario promedio equivale a ~13 USD al mes y la pensión de jubilación a ~4 USD. Los emigrados absorben costos de sustento familiar que el Estado no puede o no quiere cubrir, logrando que el modelo político persista sin reformas de fondo a los controles estatales sobre el sector privado.

• La fragilidad económica del país —transporte paralizado, servicios públicos colapsados, turismo en mínimos históricos de 1,8 millones de visitantes— otorga a Washington ventajas reales de negociación.

• Sin embargo, ninguna presión externa resuelve las decisiones internas que mantienen al Estado como único actor económico por mandato constitucional.

Este artículo se reporta desde Cuba, y combina la observación en primera persona con datos oficiales para demostrar que, aunque el embargo estadounidense intensifica las dificultades, la raíz de la crisis económica cubana es interna.

El gobierno cubano mantiene un modelo centralizado que prioriza el control político sobre la productividad, generando décadas de estancamiento. Se subraya que sin reformas estructurales profundas, cualquier alivio externo solo pospondría el colapso inevitable.

Este breve resumen se ofrece como cortesía al público hispanohablante y no constituye la versión completa del artículo principal en Inglés, publicado originalmente en Febrero 13, 2026.

El artículo original “U.S. Oil Embargo Forces a Reckoning with Cuba’s Economic Collapse” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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Desde que sacaron a Maduro de Caracas en plena noche, de repente todo el mundo es experto en Venezuela y, sorprendentemente, también en temas de crudo venezolano.

Los comentaristas están obsesionados con la pesadilla que supondría extraer siquiera diésel del petróleo venezolano. Al parecer, el crudo venezolano es una pasta espesa, difícil de extraer del subsuelo, que obstruirá y corroerá cualquier sistema de tuberías en que lo pongan, y que no producirá más que derivados de baja calidad al refinarlo. Entonces, ¿por qué querrían las refinerías estadounidenses bombear ese fango desagradable a través de sus equipos?

Para rematar, Darren Woods, CEO de ExxonMobil, afirmó recientemente en la Casa Blanca que Venezuela “no está apta para invertir”, justo en la cara de Trump. La declaración sorprendió a funcionarios de la administración, que querían mostrar un frente unido con las petroleras estadounidenses. Y es que ver al jefe de la mayor petrolera americana retirándose públicamente de tal oportunidad delante del presidente de Estados Unidos—apenas una semana después de que una flota de helicópteros Chinook irrumpiera en Caracas—resultó, por así decirlo, anticlimático.

El ecosistema mediático amplificó la declaración de Woods y la vinculó inmediatamente con la aparente causa perdida del negocio petrolero venezolano y los supuestos riesgos asociados con reactivar la industria petrolera del país.

No todos los comentarios van desencaminados. Algunos informes reconocen que un mayor acceso al crudo venezolano representa un beneficio neto. Aun así, el internet está plagado de información contradictoria.

Venezuela no está “no apta para invertir” por lo que haya dentro de un barril o porque algunas bombas estén oxidadas. El problema no es la inversión, sino el temor a perderla.

¿La preocupación es el crudo pesado? Las refinerías estadounidenses están preparadas.

El petróleo crudo suele dividirse en tres tipos: ligero, medio y pesado, según su gravedad API, la medida utilizada para evaluar la densidad del petróleo. Cuanto mayor es el grado API, más ligero es el crudo. Cuanto menor es, más pesado. El crudo ligero se considera de mayor calidad y obtiene una prima mayor en el mercado, mientras que el crudo pesado es de menor calidad y normalmente se vende a descuento.

Gran parte del crudo venezolano es, en efecto, pesado y de tipo agrio, debido a su elevado contenido de azufre. Es viscoso, y transportarlo y procesarlo requiere ciertamente más energía y recursos que los petróleos de mayor calidad. Sin embargo, una menor calidad no significa necesariamente un mal producto ni una mala inversión.

La industria utiliza crudos pesados para producir el diésel que abastece a los camiones de todo el mundo. Del mismo modo, el crudo pesado contiene las mayores concentraciones de componentes bituminosos y resinas, que se transforman en asfalto, lubricantes, ceras, coque de petróleo y también fuelóleos pesados (HFO), utilizados por buques de carga y por la mayor parte de la maquinaria industrial pesada del mundo.

Por tanto, el crudo pesado venezolano no es sinónimo de un petróleo malo. Es simplemente un tipo distinto de crudo.

Luego está la preocupación de que esta gelatina oscura y sulfurosa perfore las tuberías de las refinerías estadounidenses y corroa la infraestructura. Resulta que las refinerías estadounidenses llevan décadas invirtiendo considerablemente en adaptar sus unidades para procesar crudos pesados. La gran mayoría de los centros de refinación estadounidenses emprendieron esta transformación antes del boom del shale de finales de la década de 2000, anticipando que, a medida que disminuyeran los niveles de crudo estadounidense, el suministro dependería cada vez más de productores de crudos pesados como México, Colombia, Ecuador y, por supuesto, Venezuela. Lo que no se sabía por entonces era que la industria estaba a punto de comenzar a fracturar vastas reservas de shale (lutita).

Por tanto, los medios se han apresurado a descartar el petróleo venezolano como un mal negocio, para el cual Estados Unidos carece de capacidad, sobre la base superficial de que un crudo más pesado se vende más barato y resulta más difícil de manejar.

El petróleo venezolano es comercialmente viable gracias a los diferenciales de precios

A pesar de los elevados costos de producción y los descuentos asociados con su calidad, las petroleras todavía pueden operar de manera rentable en Venezuela. El petróleo no tiene un precio único. Ya que distintos tipos de crudo proceden de diferentes lugares y su extracción, transporte y procesamiento pueden presentar distintos grados de dificultad, incluso petróleos de la misma categoría pueden venderse a precios diferentes.

Esto es lo que se conoce como el diferencial de precios del petróleo. Es probable que el crudo que sale de Venezuela, ya barato de por sí, llegue a Estados Unidos con un fuerte descuento, dada la evidente posición preferencial que Washington obtuvo después de reorganizar el gobierno en Caracas.

Por tanto, las empresas estadounidenses pagarán menos por un barril de Merey (el nombre del crudo pesado de referencia venezolano) que por un barril de crudo Light/Sweet Brent o West Texas Intermediate (WTI), los referentes del crudo de alta calidad en el mercado. El Merey se mantuvo en los $50 por barril durante 2025, y resulta difícil justificar un aumento de precio en las condiciones actuales, salvo que acontecimientos extremos e imprevistos alteren regiones productoras importantes, como el Oriente Medio. De hecho, el precio podría seguir cayendo a medida que aumenten sus volúmenes en el mercado a futuro, antes de estabilizarse.

Por otro lado, es poco probable que una caída de precios paralice a los productores estadounidenses de petróleo, quienes por práctica habitual del sector incorporan el descuento en la inversión inicial. Una vez iniciada la producción, los costos operativos por barril son relativamente bajos y estables durante largos períodos. Algunos análisis señalan que el umbral de rentabilidad en Venezuela podría situarse ya en apenas $30-40 por barril si las petroleras estadounidenses elevan la producción a 1 millón de barriles diarios; de modo que existe margen suficiente para obtener beneficios, incluso de inmediato.

Washington quiere barriles: más petróleo para erosionar al cartel petrolero

Otro punto que merece más atención es que, mayores volúmenes de petroleo venezolano llegando a Estados Unidos—y con sus finanzas bajo control del gobierno estadounidense—tendrán efectos positivos en cadena para los consumidores y las empresas preocupadas por los elevados costos energéticos.

Aunque las consecuencias geopolíticas de que Estados Unidos lanzara una operación militar contra un territorio soberano resultan ciertamente inquietantes, la salida de Maduro es ya una inversión a fondo perdido, y solo podemos concentrarnos en sus implicaciones futuras. En ese sentido, resulta extraordinario que Venezuela, miembro fundador del grupo OPEP+, pueda verse obligada a alinear sus intereses con los de Estados Unidos, un país que no pertenece a la OPEP+, de cara al futuro.

La OPEP+, el cartel petrolero, ha influido durante décadas en el precio del petróleo, controlando la oferta para ajustarla a los objetivos políticos de sus miembros. La geopolítica de la energía podría entonces cambiar en el futuro, a medida que Estados Unidos adopte una postura cada vez más asertiva sobre los volúmenes de crudo procedentes de Venezuela, el miembro de la OPEP+ con las mayores reservas. Si Estados Unidos demuestra tener capacidad excedente en todos los frentes del mercado petrolero, esto erosionará la capacidad de la OPEP+ para coordinarse contra precios más bajos del petróleo.

Así, la salida de Maduro podría señalar el nacimiento de un nuevo tipo de diplomacia energética, en la que Estados Unidos esté listo para socavar las restricciones artificiales de oferta impulsadas por la OPEP+, tanto en términos materiales, manteniendo elevados los volúmenes de producción, como en términos políticos, influyendo en el voto de la delegación venezolana en Viena, donde los miembros de OPEP+ se reúnen periódicamente.

“No apta para invertir” no significa lo que la gente cree

La disputa entre Exxon y la Casa Blanca no tiene nada que ver con la calidad del crudo venezolano ni con la viabilidad de recuperar la infraestructura petrolera del país. Tiene todo que ver con preocupaciones reales de responsabilidad legal por parte de las petroleras estadounidenses, lo que sugiere que la evolución futura del país podría no ser propicia para un entorno seguro para la inversión.

Por ejemplo, durante la reciente reunión en la Casa Blanca, Woods puso sobre la mesa el problema de fondo: Exxon sufrió expropiaciones en Venezuela en dos ocasiones, en 1976 y 2007. La segunda vez, sus activos fueron confiscados sin compensación, y todavía existe una disputa legal pendiente por una indemnización de $1.600 millones, por las molestias.

Es comprensible la cautela de las petroleras a la hora de confiar simplemente en la palabra del presidente de Estados Unidos y lanzarse, con los ojos vendados, a acuerdos considerablemente grandes en medio de semejante incertidumbre y riesgo financiero. ¿Qué ocurre con sus inversiones si el presidente cambia de opinión o si la próxima administración no respeta las promesas de Trump?

Pero el asunto no termina ahí. Según la legislación venezolana vigente, las empresas estadounidenses deberán formar empresas mixtas con PDVSA, la petrolera estatal del país. PDVSA controlará al menos una participación mayoritaria simple en todas las empresas mixtas. Su papel preponderante genera preocupación entre las petroleras por una multitud de problemas de cumplimiento normativo, entre ellos la Foreign Corrupt Practices Act (FCPA) o Ley de Prácticas Extranjeras Corruptas.

Poderosos individuos con antecedentes notorios que garantizan las actividades de PDVSA permanecen en Venezuela después de la caída de Maduro, junto con todo el aparato militar y de seguridad que les acompaña. Las petroleras estadounidenses necesitarán señales más firmes de la administración de que, de cara al futuro, no enfrentarán graves consecuencias jurídicas y financieras por las actividades de PDVSA. Los responsables de decisiones corporativas no quieren terminar en el banquillo del Tribunal Federal del Distrito Sur de Nueva York, junto a Maduro y su esposa, compareciendo ante un gran jurado integrado por sus conciudadanos.

Además, la historia no respalda la idea de que una petrolera estadounidense se abstendrá de hacer negocios en el extranjero simplemente por los costos logísticos o los desafíos políticos del país anfitrión. Cuando las petroleras estadounidenses dudan ante una gran operación, no lo hacen por lo que tienen delante, sino por lo que dejan detrás, en casa: el gobierno de Estados Unidos.

Los antecedentes indican que el gobierno estadounidense se vuelve más comprensivo con los problemas de las grandes petroleras cuando existen presiones geopolíticas. En 1943, Jersey Standard, hoy integrada en Exxon, se vio obligada a aceptar un esquema de reparto 50-50 de los beneficios petroleros con el gobierno venezolano, que por entonces lideraba una ofensiva nacionalista sobre su propio petróleo. El gobierno estadounidense aceptó el acuerdo, aun cuando esto implicaba obtener una menor factura en impuesto sobre la renta de parte de Jersey Standard, dada la necesidad de contar con fuentes fiables de petróleo durante la Segunda Guerra Mundial. El patrón se repitió en 1950, cuando Arabia Saudita también renegoció un acuerdo 50-50 a partir de la concesión otorgada a Aramco, originalmente cofundada por socios estadounidenses. La Guerra Fría estaba en pleno desarrollo y Estados Unidos necesitaba energía barata para garantizar el predominio de su conglomerado militar e industrial. Ahora, con Venezuela jugando para su equipo, Estados Unidos está a punto de controlar un 30% combinado de las reservas mundiales de petróleo, una muy bienvenida palanca de presión en otra competencia geoestratégica frente a potencias como China y Rusia. Como en el pasado, llegará un entendimiento con las petroleras.

Para las petroleras, “no apta para invertir” tiene menos que ver con los desafíos técnicos o financieros de operar en Venezuela que con obtener una mejor posición en la negociación con la administración Trump.

Las grandes petroleras entrarán en Venezuela. El premio es demasiado grande, y llevan esperando toda la etapa de la última dictadura, pero antes están pidiendo garantías de que esta vez no sea como la anterior.

La versión original de este artículo se publicó en Inglés, el 22 de Enero de 2026. Esta traducción al español se ofrece como cortesía al público hispanohablante.

El artículo original “Why is Everyone so Down on Venezuelan Oil?” se encuentra disponible en Inglés en la página principal. Puede consultarse aquí:

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