Bloomberg Línea — La industria petrolera venezolana entra en una etapa de mayor apertura al capital internacional, con nuevas reglas, el levantamiento de varias restricciones de Estados Unidos y el regreso gradual de compañías extranjeras a proyectos de petróleo y gas.
Tras la captura de Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses el 3 de enero, la administración Trump ha ampliado durante este año las autorizaciones para que compañías internacionales operen, negocien contratos e inviertan en Venezuela.
En marzo, Washington emitió una licencia general que amplió significativamente las operaciones de empresas estadounidenses con Petróleos de Venezuela (PDVSA), mientras que el nuevo marco venezolano de hidrocarburos aprobado a finales de enero abrió mayores espacios para la participación privada.
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La respuesta de las compañías ha sido cautelosa, pero ya comienzan a verse movimientos concretos. Chevron ha incrementado su producción en sus empresas mixtas con PDVSA hasta cerca de 280.000 barriles diarios durante el primer semestre de 2026, y estima que en los próximos 18 a 24 meses podría aumentar la producción de crudo en Venezuela en un 15%.
Mientras tanto, otras compañías internacionales han avanzado en nuevos proyectos.
En gas, la señal más reciente es el acuerdo alcanzado por BP, XRG y UCC para desarrollar la segunda fase del campo offshore Loran, con acceso a unos 4 TCF de gas recuperable, después de que Shell asumiera la primera fase.
Pero el aumento de producción todavía es modesto frente a las necesidades de recuperación de la industria. La producción venezolana ronda actualmente 1,2 millones de barriles diarios, según el reciente informe de la OPEP en agosto, mientras persisten grandes restricciones de infraestructura y las compañías internacionales siguen reclamando condiciones que permitan justificar inversiones de mayor escala.
El propio CEO de Chevron, Mike Wirth, dijo en marzo que todavía hacía falta cambios para atraer el nivel de inversión que requiere la recuperación del sector.
Es precisamente en este punto donde cobran relevancia las perspectivas planteadas por el exministro de Energía y Minas, Humberto Calderón Pietri, durante el webinar sobre perspectivas petroleras de Venezuela celebrado a mediados de agosto.
Calderón, quien compartió visiones durante la presentación de una hora, aseguró que la recuperación deberá concentrarse en buena medida en la Faja del Orinoco, donde se encuentra el grueso de los recursos de crudo pesado. Pero desarrollar esos recursos requiere inversiones de gran escala y tecnología especializada.
Uno de los principales retos es elevar el factor de recobro, que estimó actualmente en alrededor de 6%-7%. Cada punto porcentual adicional representa millones de barriles recuperables, por lo que la investigación y la incorporación de tecnología serán determinantes.
La experiencia venezolana demuestra el margen existente. Calderón recordó casos de pozos que pasaron de producir unos 150 barriles diarios a 600 barriles mediante inyección de vapor y posteriormente alcanzaron entre 1.800 y 2.000 barriles diarios con perforación horizontal y multilateral.
Otro desafío inmediato será disponer de diluentes suficientes para movilizar los crudos pesados, particularmente si los mejoradores dejan de ser una parte central del esquema de producción.
Reglas claras
El aumento de producción durante los próximos meses estará condicionado no solo por la disponibilidad de capital, sino por los términos bajo los cuales ese capital pueda entrar.
Calderón considera que la estructura fiscal actual no resulta suficientemente competitiva para proyectos complejos como los de la Faja. Una regalía de 30%, combinada con otros tributos y un Impuesto sobre la Renta de 50%, puede limitar el atractivo para las grandes compañías internacionales.
Su propuesta es avanzar hacia una Ley de Hidrocarburos que establezca una regalía de 20% como tope, con flexibilidad para reducirla cuando las condiciones económicas de un proyecto lo requieran.
La discusión sobre las reglas no es menor. Las propias empresas internacionales han advertido que todavía existen elementos regulatorios y contractuales que deben resolverse antes de comprometer inversiones de gran magnitud.
Campos maduros
Mientras los grandes proyectos requieren inversiones de miles de millones de dólares, una parte de la recuperación podría producirse más rápidamente en los campos maduros.
Calderón señaló que solo en Oriente existen más de 70 campos y unos 3.000 yacimientos, muchos de ellos demasiado pequeños para las grandes compañías pero potencialmente atractivos para operadores privados venezolanos.
Aquí identifica una oportunidad para los profesionales venezolanos que han trabajado durante años en el exterior. La idea, planteó, sería crear mecanismos que les permitan regresar como empresarios y operadores, considerando su experiencia y conocimiento técnico además de su capacidad financiera.
Según estimaciones que citó, los campos maduros de Oriente podrían eventualmente alcanzar alrededor de 500.000 barriles diarios.
El gas como protagonista
El otro gran componente de las perspectivas para los próximos meses es el gas. Venezuela cuenta con unas 200 TCF de reservas, pero necesita acelerar la exploración y desarrollar recursos que permanecen sin producir.
La plataforma continental concentra buena parte de esas oportunidades. Calderón recordó que Venezuela posee unos 500.000 km² de plataforma continental y citó áreas como Paria, La Blanquilla, Falcón y el Golfo de Venezuela, además de los descubrimientos de Perla, Mejillones, Dragón y Patao.
El desarrollo de Río Caribe y de los proyectos de gas offshore adquiere especial importancia porque el gas no solo representa una oportunidad de exportación: también es necesario para recuperar la generación termoeléctrica y, con ella, la capacidad productiva de la industria.
Recuperar infraestructura
La magnitud del deterioro explica por qué el crecimiento no será inmediato. En refinación, Calderón estima que frente a una capacidad instalada histórica de 1,25-1,30 millones de barriles diarios, actualmente solo unos 200.000 barriles diarios están disponibles.
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Su propuesta es reconstruir y modernizar las refinerías existentes con participación privada, en lugar de necesariamente comenzar nuevos proyectos desde cero.
Algo similar ocurre con la infraestructura petrolera del lago de Maracaibo y con los servicios asociados a la producción. La recuperación de los barriles requerirá simultáneamente recuperar taladros, equipos, instalaciones, servicios petroleros y proveedores nacionales.
La apertura promovida por Estados Unidos y el interés renovado de las compañías internacionales han cambiado el escenario. Pero los primeros acuerdos no equivalen todavía a una reconstrucción de la industria. El desafío de los próximos meses será convertir esa apertura en inversiones efectivas y en una recuperación sostenida de la producción.
