Bloomberg Línea — Las grandes petroleras internacionales comenzaron a reposicionarse sobre Venezuela después de años de sanciones, caída operativa y aislamiento financiero, aunque las propias compañías siguen describiendo el regreso al país como un proceso condicionado por estabilidad política, reglas fiscales y reconstrucción de infraestructura.
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Chevron (CVX) amplió activos en la Faja del Orinoco, Shell (SHEL) confirmó nuevas áreas de gas y conversaciones con Caracas, Repsol retomó control operativo de proyectos y refinerías estadounidenses como Valero (VLO) ya aumentan el procesamiento de crudo venezolano tras la flexibilización parcial de sanciones de Estados Unidos.
Todo ocurre mientras Venezuela intenta reconstruir una industria que pasó de producir 3,5 millones de barriles diarios en los años setenta a cerca de 921.000 barriles diarios promedio en 2024, según S&P Global Ratings.
El reposicionamiento corporativo aparece en paralelo a cambios regulatorios y financieros. El Instituto de Finanzas Internacionales (IIF, en inglés) sostuvo que “la política estadounidense está definiendo efectivamente los términos de la recuperación del sector petrolero venezolano”, mientras Washington amplió licencias para exportaciones, suministro de diluyentes, servicios petroleros y nuevas inversiones conjuntas con PDVSA.
El mismo instituto consideró que las medidas representan “el cambio más significativo en el entorno operativo del sector en años”.
El interés corporativo se concentra sobre una industria que todavía conserva una de las mayores reservas probadas del mundo. Oil & Gas Journal estima 303.000 millones de barriles, aunque buena parte corresponde a crudo pesado y extrapesado de la Faja del Orinoco, cuya extracción requiere diluyentes, mejoradores e inversiones intensivas.
S&P Global Ratings considera que Venezuela podría aumentar su producción entre 500.000 y 700.000 barriles diarios en los próximos dos o tres años y alcanzar entre 2,5 millones y 3 millones de barriles diarios en una década, aunque condicionó ese escenario a la estabilidad política y miles de millones de dólares en capital.
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Chevron, Shell y Repsol empiezan a ampliar posiciones
Chevron (CVX) se convirtió en la petrolera occidental mejor posicionada dentro de Venezuela tras mantener operaciones durante años de sanciones. “Seguimos en modo de recuperación de deuda y esperamos que Venezuela continúe representando entre 1% y 2% del flujo de caja operativo”, dijo el director ejecutivo Mike Wirth en la conferencia de resultados del primer trimestre.
La compañía todavía busca recuperar cerca de US$1.500 millones en cuentas pendientes.
La empresa anunció además un intercambio de activos con PDVSA y amplió participación en Petroindependencia hasta 49%. Wirth sostuvo que Chevron “sigue siendo el incumbente con ventaja, con personal en terreno, operaciones, cadenas de suministro y recursos contractuales”, aunque aclaró que “necesitamos ver más progreso antes de poner más capital a trabajar” debido a incertidumbres regulatorias y fiscales.
ASÍ SE HA COMPORTADO LA ACCIÓN DE CHEVRON
El movimiento de Chevron coincide con una reapertura gradual impulsada por licencias estadounidenses. El IIF explicó que la nueva arquitectura regulatoria permite exportaciones, suministro de diluyentes y ciertos contratos de inversión, aunque mantiene restricciones sobre deuda y transacciones vinculadas a China, Rusia, Irán y otros países sancionados.
Shell (SHEL) también comenzó a ampliar exposición. El director ejecutivo Wael Sawan confirmó que la empresa incorporó “nuevas áreas en Estados Unidos, Kazajistán y Venezuela” y describió al país como “un recurso extraordinario”.
La petrolera angloholandesa concentra su estrategia en gas offshore y exportaciones vía Trinidad y Tobago. Sawan dijo que Shell mantiene conversaciones con el gobierno venezolano sobre oportunidades “para monetizar parte de ese gas” a través de Atlantic LNG.
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El ejecutivo agregó que Shell también estudia proyectos onshore, aunque reconoció que “son oportunidades que tomarán bastante tiempo para madurar”. El interés ocurre en momentos en que Europa y Asia buscan nuevas fuentes de gas natural licuado tras años de tensiones geopolíticas y volatilidad energética.
Repsol también aceleró operaciones. El director ejecutivo Josu Jon Imaz afirmó que las prioridades de la compañía en Venezuela “son claras” después de retomar control operativo de Petroquiriquire y ampliar integración con el proyecto gasífero Cardón IV. La empresa busca aumentar producción cerca de 50% en doce meses bajo nuevas licencias estadounidenses.
La petrolera española aparece además entre las compañías específicamente incluidas en las licencias ampliadas por la Oficina de Control de Activos Extranjeros de Estados Unidos junto con Chevron (CVX), BP (BP), Shell (SHEL), Eni (E) y Maurel & Prom.
Guido Brusco, director de operaciones de recursos naturales de Eni (E), dijo que la nueva ley de hidrocarburos “proporciona un marco legal y fiscal para desarrollar de manera sostenible nuestros activos petroleros”, mientras la compañía avanza sobre proyectos vinculados a Cardón IV y recuperación de producción.
El ejecutivo agregó que Eni (E) ya recibe pagos mediante cargamentos de petróleo y sostuvo que “ahora arreglaremos también el pasado”, en referencia a cuentas pendientes acumuladas durante años de restricciones financieras. La compañía italiana también vinculó directamente la reapertura regulatoria con nuevas inversiones.
Brusco explicó que las recientes licencias estadounidenses y la flexibilización contractual permiten a Eni (E) acelerar planes tanto en gas como en petróleo, especialmente sobre proyectos offshore orientados a exportaciones regionales de gas natural.
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Bloomberg reportó que Eni y Repsol alcanzaron un acuerdo con Caracas para comenzar exportaciones de gas natural desde Venezuela hacia finales de 2031 mediante una terminal flotante de LNG. El proyecto contempla más que duplicar la producción del yacimiento Perla, descubierto en 2009 y con reservas estimadas de 17 billones de pies cúbicos.
Eni también empezó a vincular públicamente a Venezuela con futuros proyectos regionales de exportación de gas. La compañía dijo que el nuevo acuerdo alcanzado con Caracas permitirá continuar ventas de gas natural a PDVSA durante 2026.
Maurel & Prom quedó bastante más cauta sobre Venezuela que otras grandes petroleras, aunque sí reconoció mejoras operativas tras las nuevas licencias estadounidenses. La compañía indicó que la flexibilización regulatoria permitió normalizar parcialmente actividades y destrabar ciertos flujos financieros vinculados a operaciones con PDVSA.
Petrobras (PETR4) también comenzó a mencionar nuevamente a Venezuela dentro de su estrategia internacional de expansión. La directora ejecutiva Magda Chambriard dijo que Petrobras busca nuevas incorporaciones de reservas fuera de Brasil y agregó que “probablemente también lo haremos en Venezuela”, al referirse a futuros proyectos internacionales junto con México y África.
Refinerías de EE.UU. aumentan compras de crudo venezolano
El regreso gradual del petróleo venezolano comenzó a alterar flujos físicos en el Golfo de México. Valero (VLO) confirmó que incrementó el procesamiento de crudo pesado venezolano después de enero.
El director ejecutivo Lane Riggs sostuvo que “la disponibilidad de suministro incremental venezolano generó diferenciales más amplios de crudo”, mientras la red de refinación de la Costa del Golfo quedó “bien posicionada para beneficiarse de materias primas pesadas y agrias con descuento”.
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Randy Hawkins, ejecutivo de suministro de crudo de Valero, dijo que “desde el inicio de enero con las sanciones venezolanas removidas, los descuentos pesados ya eran muy ventajosos para nuestro sistema”, por lo que la compañía comenzó a operar “al máximo posible de crudo pesado y agrio”.
El interés creciente de las refinadoras estadounidenses también empezó a reflejarse en las declaraciones de Phillips 66. El director ejecutivo Mark Lashier dijo en la conferencia de Goldman Sachs que “Venezuela estaba produciendo 3 millones de barriles diarios de crudo pesado. Tenemos refinerías diseñadas a largo plazo para procesar ese crudo”.
El ejecutivo, sin embargo, advirtió que “van a hacer falta muchas inversiones de la gente del upstream durante años, si no décadas, para aprovechar todo el potencial”. El director financiero Kevin Mitchell agregó que Phillips 66 puede procesar “un par de cientos de miles de barriles diarios de crudo venezolano” en sus refinerías de Sweeny y Lake Charles y cerca de 500.000 barriles diarios de crudo pesado entre toda su red de refinación.
El movimiento refleja un factor estructural del mercado petrolero estadounidense. Las refinerías de la Costa del Golfo fueron diseñadas históricamente para procesar crudos pesados similares al venezolano y durante años sustituyeron parte de ese suministro con barriles canadienses y mexicanos tras las sanciones a PDVSA.
Morgan Stanley (MS) advirtió que una recuperación sostenida de exportaciones venezolanas podría beneficiar a refinadoras estadounidenses y presionar a productores de arenas bituminosas canadienses.
El banco sostuvo que “las reparaciones de infraestructura y reacondicionamiento de pozos podrían desbloquear al menos entre 300.000 y 400.000 barriles diarios en 12 a 18 meses”, mientras Wood Mackenzie proyecta que la producción podría aumentar hasta 1 millón de barriles diarios adicionales con inversión adecuada.
La producción venezolana sigue limitada por problemas técnicos y financieros. Morgan Stanley (MS) recordó que el país produce cerca de 900.000 barriles diarios frente a más de 3,5 millones en los años noventa, mientras el IIF calculó que la inversión upstream cayó desde picos cercanos a US$57.000 millones entre 2010 y 2014 hasta cerca de US$8.000 millones en 2020-2024.
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Parte de las limitaciones operativas se concentra en los diluyentes. El crudo venezolano requiere importaciones de nafta para mezclarse y poder transportarse. Morgan Stanley (MS) explicó que las interrupciones de esos suministros entre 2019 y 2022 fueron uno de los factores detrás del colapso productivo, mientras en los últimos meses Rusia pasó a convertirse en proveedor relevante de diluyentes.
El petróleo vuelve a conectar la reapertura financiera
El regreso parcial de petroleras coincide con intentos de Caracas por reconstruir acceso financiero internacional. Los bonos soberanos venezolanos y los títulos de PDVSA subieron la semana pasada después de que el gobierno anunciara el inicio formal de un proceso de reestructuración de deuda externa, el primero desde el default de 2017.
S&P Global estima que la deuda soberana y cuasi soberana de Venezuela se ubica entre US$150.000 millones y US$200.000 millones, incluyendo bonos soberanos, pasivos de PDVSA e intereses acumulados.
La calificadora advirtió que “Venezuela podría enfrentar obstáculos en la reestructuración de su deuda debido al alto riesgo de acreedores que no acepten la reestructuración, el riesgo de litigios, la compleja composición de acreedores y los sustanciales niveles de deuda externa”.
El mercado comenzó a vincular directamente recuperación petrolera y capacidad futura de pago. Morgan Stanley (MS) considera que algunos bonos de PDVSA todavía conservan potencial alcista de hasta 16% bajo un escenario de mayor producción y flexibilización financiera.
Las propias compañías mantienen cautela sobre la velocidad de recuperación. Derek Sammann, ejecutivo de commodities de CME Group (CME), dijo que “el crudo venezolano es extremadamente pesado” y que “tomará mucho tiempo reconstruir la infraestructura en Venezuela”, mientras el director ejecutivo Terrence Duffy sostuvo que “el veredicto todavía no está claro sobre cómo se administrará ese país”.
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El IIF considera que el marco actual todavía favorece más una estabilización operativa de corto plazo, que a un ciclo masivo de inversión. El instituto sostuvo que “la protección a inversionistas sigue dependiendo en gran medida de contratos”, mientras persisten discrecionalidad estatal, debilidad operativa de PDVSA y riesgo de reversión regulatoria.
Aun así, las grandes petroleras comienzan a reposicionarse sobre un mercado que conserva enormes reservas y una ubicación estratégica para las refinerías estadounidenses.
La velocidad de ese retorno dependerá ahora de la evolución de las sanciones, la capacidad de Venezuela para estabilizar reglas contractuales y el volumen de inversión que logre atraer hacia una industria que necesita entre US$110.000 millones y US$180.000 millones para reconstruir producción e infraestructura, según estimaciones del IIF.
