Bloomberg: ¿Qué esperar de la industria petrolera venezolana en los próximos meses?
Pese a las nuevas licencias para ampliar las operaciones de empresas estadounidenses con Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y una reforma a la Ley de Hidrocarburos, que permite mayor espacio a la participación privada, la respuesta de las compañías ha sido cautelosa aunque con algunos movimientos concretos
La industria petrolera venezolana está 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.
Luego de la captura de Nicolás Maduro por fuerzas estadounidenses el 3 de enero, la administración de Donald Trump ha ampliado este año las autorizaciones para que compañías internacionales operen, negocien contratos e inviertan en Venezuela.
Pese a las nuevas licencias para ampliar las operaciones de empresas estadounidenses con Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y una reforma a la Ley de Hidrocarburos, que permite mayor espacio a la participación privada, la respuesta de las compañías ha sido cautelosa aunque con algunos movimientos concretos, reporta Bloomberg.
Chevron incrementó la producción de 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 15%.
Mientras tanto, otras compañías internacionales avanzan en nuevos proyectos. En gas, se logró un acuerdo entre BP, XRG y UCC para desarrollar la segunda fase del campo offshore Loran, con acceso a unos cuatro billones de pies cúbicos 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, destaca Bloomberg. La producción venezolana ronda actualmente 1,2 millones de barriles diarios, según el reciente informe de 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.
El exministro de Energía y Minas Humberto Calderón Pietri durante un webinar sobre perspectivas petroleras de Venezuela celebrado a mediados de agosto, 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% y 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.
Sobre un aumento de la producción petrolera en los próximos meses, el experto dijo que 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.
También destacó que 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 otro gran componente de las perspectivas para los próximos meses es el gas. Venezuela cuenta con unas 200 TFC 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.
Asimismo, la recuperación de la infraestructura petrolera frena los avances. En refinación, Humberto Calderón estima que frente a una capacidad instalada histórica de 1,2 millones de barriles diarios, actualmente solo unos 200.000 barriles diarios están disponibles
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.
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