La estrategia de Venezuela para regresar al mapa petrolero mundial: buscar inversionistas
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Venezuela ha puesto en marcha una ofensiva para recuperar su industria petrolera y volver a situarse entre los grandes productores mundiales de crudo, con una estrategia que combina la apertura del sector al capital privado, el regreso de las grandes compañías internacionales y el desarrollo de nuevos proyectos de petróleo y gas, especialmente en el offshore, publica el Periódico de la Energía.
El país produce actualmente alrededor de 1,25 millones de barriles diarios, una cifra todavía muy alejada de los niveles que llegó a alcanzar, pero que supone un fuerte repunte respecto a los menos de un millón de barriles diarios de finales de 2025.
El Gobierno venezolano está tratando de acelerar ahora ese crecimiento mediante una nueva campaña internacional de captación de inversiones.
El último episodio se produjo la semana pasada en Houston, donde la Venezuela Energy Week Houston Industry Showcase reunió a representantes del Ejecutivo, PDVSA, compañías de exploración y producción, proveedores de servicios petroleros, empresas de ingeniería, entidades financieras y compañías tecnológicas.
El objetivo declarado es poner en contacto a la industria internacional con las oportunidades de inversión que ofrece la reapertura del sector energético venezolano.
La ofensiva tendrá continuidad en Caracas entre el 26 y el 29 de octubre, con la celebración de la Venezuela Energy Week 2026, presentada por sus organizadores como la mayor cumbre internacional de inversión energética celebrada hasta ahora en el país. El encuentro pretende atraer capital para una industria que dispone de más de 300.000 millones de barriles de reservas probadas de petróleo, además de más de 195 billones de pies cúbicos de gas natural.
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La magnitud de las reservas contrasta, sin embargo, con la producción actual. Venezuela llegó a producir cerca de 3 millones de barriles diarios a comienzos de siglo y todavía superaba los dos millones en 2017, antes de que la combinación de años de falta de inversión, deterioro de las infraestructuras, problemas de gestión y sanciones internacionales provocara un desplome de la producción. El país llegó a situarse por debajo de los 500.000 barriles diarios en 2020, aunque posteriormente inició una recuperación gradual.
Recuperación
Ahora, Caracas quiere acelerar esa recuperación. La organización de la Venezuela Energy Week sitúa en 3 millones de barriles diarios el objetivo estratégico de recuperación de la producción mediante inversiones escalonadas, rehabilitación de campos y una mayor participación privada. Sin embargo, las previsiones más inmediatas son mucho más moderadas: fuentes del sector sitúan el objetivo para finales de 2026 en torno a 1,37 millones de barriles diarios, frente a los aproximadamente 1,2 millones actuales.
La distancia entre ambas cifras refleja la dimensión del reto. Alcanzar los tres millones de barriles diarios no depende únicamente de atraer capital, sino de reconstruir buena parte de la cadena industrial venezolana. El país necesita recuperar pozos, oleoductos, plantas de procesamiento, mejoradores de crudo, refinerías y sistemas eléctricos, además de disponer de suficientes equipos de perforación y servicios especializados.
El problema ya se está haciendo visible en el propio repunte de la producción. Según Reuters, solo dos plataformas de perforación terrestres están actualmente operativas en Venezuela. La compañía de servicios petroleros SLB trabaja junto con Formentera Partners para reactivar o introducir nuevos equipos, mientras estudia recuperar hasta 15 plataformas que ya se encuentran en el país. El objetivo inicial sería tener cuatro de ellas operativas antes de que termine el año, siempre que se cierren los contratos necesarios.
La situación de las exportaciones evidencia otro de los límites a los que se enfrenta Caracas. El aumento de la producción está chocando con una infraestructura portuaria envejecida y con problemas de suministro eléctrico y calidad del crudo. El puerto de José, uno de los principales puntos de salida del petróleo venezolano, está acumulando retrasos de hasta 30 días para algunos buques, mientras la capacidad de exportación se mantiene alrededor de los 1,25 millones de barriles diarios, muy por debajo de los más de 2,5 millones que Venezuela llegó a manejar en el pasado.
La reapertura del sector está respaldada por un cambio regulatorio de gran calado. La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos aprobada en enero amplió considerablemente el espacio para la participación privada. Las compañías privadas domiciliadas en Venezuela pueden ahora participar directamente en actividades de exploración, producción, transporte y almacenamiento mediante contratos con empresas estatales, mientras que también se ha flexibilizado la comercialización de hidrocarburos. Los nuevos contratos pueden tener una duración inicial de 25 años, prorrogable otros 15.
La reforma pretende atacar precisamente una de las principales barreras que durante años ha mantenido alejadas a muchas compañías internacionales: la imposibilidad de controlar directamente las operaciones y la falta de garantías suficientes para recuperar las inversiones. El nuevo marco incorpora mecanismos de arbitraje y modifica el régimen fiscal, con un sistema de regalías más flexible que puede reducir la carga para determinados proyectos en función de su complejidad y rentabilidad.
Y algunas compañías ya están dando pasos concretos.
Chevron continúa siendo uno de los principales actores internacionales del país y ha reforzado su posición en el crudo pesado venezolano. En abril acordó con PDVSA un intercambio de activos que elevó hasta el 49% su participación en Petroindependencia y le otorgó derechos para desarrollar el área Ayacucho 8, en la Faja Petrolífera del Orinoco.
La estadounidense también está incrementando sus exportaciones de crudo venezolano. En el segundo trimestre envió unos 293.000 barriles diarios de petróleo venezolano a sus refinerías y a otros destinos, frente a los 223.000 barriles diarios del primer trimestre, según datos citados por Reuters.
Repsol es otra de las compañías que está ampliando su presencia. La petrolera española firmó en junio un acuerdo con el Gobierno venezolano y PDVSA para analizar el desarrollo del área de Horcón, al sureste del Lago de Maracaibo, y manifestó además su intención de estudiar nuevas oportunidades de gas en el offshore venezolano. La compañía opera en Venezuela desde 1993 y mantiene activos como Petroquiriquire, Petrocarabobo y Cardón IV.
En marzo, Repsol y Eni alcanzaron además un acuerdo con las autoridades venezolanas para garantizar la continuidad durante 2026 de la producción de gas de Cardón IV, activo participado al 50% por ambas compañías y que desempeña un papel relevante en el suministro eléctrico y la demanda industrial del occidente venezolano. Eni mantiene, además, proyectos petroleros de mayor potencial, entre ellos Junín 5, cuya producción actual es reducida pero para el que la compañía contempla un desarrollo progresivo hasta alcanzar un potencial de unos 180.000 barriles diarios.
Pero quizá la señal más clara del cambio de escenario se encuentra en el offshore.
Recursos de gas marino
Venezuela está intentando convertir sus enormes recursos de gas marino en una nueva fuente de producción y exportaciones. El proyecto más avanzado es Loran, situado en la Plataforma Deltana, en aguas próximas a la frontera marítima con Trinidad y Tobago. El campo cuenta con siete yacimientos, seis de ellos transfronterizos, y forma parte de una acumulación de gas que conecta con el campo Manatee, en aguas trinitenses.
En junio, Shell obtuvo la licencia para desarrollar la primera fase venezolana de Loran. Dos meses después, BP consiguió la licencia para la segunda fase junto con XRG, el vehículo internacional de inversión de ADNOC, y UCC Oil & Gas, de Qatar. Las tres compañías tendrán participaciones iguales y BP actuará como operador. La segunda fase contempla hasta 4 billones de pies cúbicos de gas recuperable, dentro de un campo cuya reserva total se estima en unos 7,3 billones de pies cúbicos.
El desarrollo tiene además una dimensión regional. El conjunto Loran-Manatee suma alrededor de 10 billones de pies cúbicos de gas recuperable, y el objetivo es aprovechar las infraestructuras existentes en Trinidad y Tobago para procesar y eventualmente exportar el gas. Shell está desarrollando el campo Manatee en el lado trinitense y prevé comenzar allí la producción el próximo año.
El otro gran proyecto offshore es Dragon, también en aguas venezolanas y participado por Shell. El yacimiento contiene alrededor de 4,2 billones de pies cúbicos de gas y lleva años bloqueado por las sanciones y los cambios en la política estadounidense hacia Venezuela. Ahora, sin embargo, Shell ya ha comenzado a licitar los servicios necesarios para perforar cuatro pozos, con el objetivo de iniciar la campaña durante el segundo trimestre de 2027. La decisión definitiva de inversión todavía está pendiente.
BP, además de su participación en Loran, ha firmado un memorando para estudiar oportunidades de exploración en el bloque Carúpano Este, en el área marítima de Mariscal Sucre. El movimiento supone el regreso de la petrolera británica a Venezuela y amplía el interés internacional por el potencial gasista offshore del país.
El regreso de las multinacionales no se limita a las grandes petroleras. Maurel & Prom mantiene una participación del 40% en Petroregional del Lago, operador del campo Urdaneta Oeste, cuya producción bruta alcanzó unos 21.000 barriles diarios en enero. La compañía reanudó en junio las exportaciones de crudo venezolano después de la suspensión de su licencia y prevé continuar con la recuperación del campo una vez consolidado el nuevo marco regulatorio y comercial.
También están apareciendo nuevos participantes. Venezuela ha firmado contratos de participación en producción con las estadounidenses Hunt Oil y Crossover, mientras que SLB está trabajando en la recuperación de equipos y en la cadena de servicios necesaria para aumentar la capacidad de perforación. La india ONGC, por su parte, recibió este mes autorización estadounidense para reanudar plenamente sus operaciones en Venezuela después de años de actividad limitada por el riesgo asociado a las sanciones.
En paralelo, las grandes compañías de trading están reforzando su presencia. Trafigura ya cuenta con personal en Caracas y Vitol prepara la apertura de una oficina local, mientras otras comercializadoras han comenzado a participar en las exportaciones venezolanas. Los traders gestionaron alrededor del 64% de las exportaciones venezolanas de crudo y combustibles en junio, según datos de Reuters, una señal de que la reapertura comercial está avanzando incluso antes de que la producción alcance los niveles que pretende Caracas.
Estados Unidos, destino cada vez más importante
Estados Unidos se ha convertido, además, en un destino cada vez más importante para ese petróleo. En julio Venezuela exportó alrededor de 786.000 barriles diarios a Estados Unidos, el nivel más alto desde comienzos de 2019, mientras las exportaciones totales se situaron en torno a 1,16 millones de barriles diarios. A mediados de agosto, el Departamento de Energía estadounidense calculaba que aproximadamente la mitad de la producción venezolana ya estaba dirigiéndose al mercado estadounidense.
El interés inversor, no obstante, todavía está lejos de ser generalizado. ExxonMobil y ConocoPhillips mantienen una posición más cautelosa y han reclamado mayores garantías jurídicas y contractuales antes de comprometer grandes cantidades de capital. El propio consejero delegado de Chevron, Mike Wirth, reconoció en marzo que Venezuela había avanzado, pero que todavía eran necesarios cambios adicionales en la legislación para crear las condiciones necesarias para inversiones de mayor escala.
Ese es, precisamente, el gran interrogante que afronta ahora Venezuela. Disponer de las mayores reservas probadas de petróleo del mundo no significa disponer de capacidad para producirlas. Buena parte de esos recursos se concentra en la Faja del Orinoco, donde predominan crudos extrapesados que requieren diluyentes, tecnología, mejoradores e importantes inversiones para poder ser extraídos y comercializados. A ello se suma el deterioro de las infraestructuras acumulado durante años.
La propia industria está dejando claro que el capital extranjero es una condición necesaria, pero no suficiente. Venezuela necesita recuperar rápidamente equipos, infraestructuras y capacidad logística para que el aumento de producción no termine chocando contra los mismos cuellos de botella que ya están apareciendo en los puertos. Y necesita, sobre todo, convencer a las grandes compañías de que el nuevo marco regulatorio ofrece suficiente estabilidad para justificar inversiones que pueden tardar años en recuperar el capital.
Por eso, el verdadero objetivo de la ofensiva lanzada desde Caracas no es únicamente aumentar la producción en unos cientos de miles de barriles diarios. Es reconstruir una industria petrolera que llegó a producir cerca de tres millones de barriles diarios y que hoy intenta volver a convertir sus enormes reservas en producción real.
La llegada de Chevron, Repsol, Eni, Shell, BP, Maurel & Prom, SLB y nuevos inversores y comercializadores demuestra que el apetito internacional empieza a regresar, pero el salto desde los actuales 1,25 millones hasta los tres millones de barriles diarios que aspira a recuperar el Gobierno exigirá una inversión y una transformación industrial de una magnitud muy superior a la que Venezuela ha recibido en los últimos años.
Con información del Periódico de la Energía
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