Pero es el reciente cambio en los flujos —y no en las reservas— lo que está empezando a redefinir el papel del país en la planificación de la oferta mundial. La producción sigue limitada a entre 1 y 1,1 millones de barriles diarios (bpd), mientras que las exportaciones han aumentado ligeramente hasta alcanzar unos 1,25 millones de bpd, impulsadas por una mejora en los envíos de crudo a Estados Unidos, India y Europa en el marco de sanciones selectivas.

Esta discrepancia entre una producción relativamente estable y la mejora de los flujos de exportación se percibe cada vez más no como un déficit estructural, sino como el resultado de las limitaciones de capital, el deterioro de las infraestructuras y la evolución de las condiciones de acceso geopolíticas.

En este contexto, la Venezuela Energy Week 2026 —la mayor cumbre sobre inversión energética del país, que se celebrará a finales de este año— — se ha consolidado como un punto de encuentro para debatir la reanudación de las actividades, reuniendo a operadores, empresas de servicios e inversores con el fin de abordar los aspectos prácticos de esta reanudación, en particular los marcos de concesión de licencias, el diseño de empresas conjuntas, la reconstrucción de las capacidades de servicios y la logística de las exportaciones.

A diferencia del esquisto ligero de la cuenca del Pérmico estadounidense o de los yacimientos en aguas profundas de la Guayana Francesa, las reservas de Venezuela están compuestas principalmente por petróleo crudo extrapesado. La producción depende de la mezcla, el procesamiento, el suministro de diluyentes y una infraestructura de exportación fiable, lo que hace que la producción sea muy sensible a la disponibilidad de capital y a la integridad operativa.

Según las estimaciones del sector, Venezuela podría mantener una producción de entre 1 y 1,3 millones de barriles diarios en un contexto de restricciones de capital, pero se necesitarían entre 50 000 y 100 000 millones de dólares en inversiones escalonadas para restablecer una producción superior a los 2 millones de barriles diarios a más largo plazo. En consecuencia, Venezuela ya no se evalúa únicamente en función del tamaño de sus reservas o de su producción actual, sino de la probabilidad y el calendario de una futura recuperación de la producción.

Chevron sigue siendo la empresa occidental con mayor presencia en Venezuela, con empresas conjuntas en el cinturón del Orinoco que sustentan unas exportaciones estimadas entre 250 000 y 300 000 barriles diarios. Su posición sigue estando limitada por los marcos de concesión de licencias del Tesoro estadounidense, lo que refuerza el papel de Venezuela como punto de anclaje estratégico más que como principal mercado de crecimiento.

Otras grandes empresas prefieren mantener abiertas sus opciones en lugar de comprometer capital a gran escala: ExxonMobil está valorando un posible regreso a activos históricos del Orinoco, como Cerro Negro, al tiempo que evalúa los costes de rehabilitación y los riesgos jurídicos relacionados con nacionalizaciones anteriores. Empresas europeas, en particular Repsol y Eni, mantienen su presencia en Venezuela a través de operaciones limitadas de intercambio de crudo y relacionadas con los condensados, vinculadas a la producción y a los flujos de compra existentes.

Las empresas de servicios petroleros, en particular SLB y Halliburton, se consideran catalizadores clave de cualquier vía de recuperación, ya que la principal limitación ha pasado del potencial subterráneo a la capacidad de ingeniería y la rehabilitación de las infraestructuras.

Los analistas estiman que recuperar una producción adicional de entre 300 000 y 400 000 barriles diarios llevaría varios años, lo que pone de relieve el papel de Venezuela como contribuyente gradual a la oferta, más que como fuerza de equilibrio inmediato en los mercados mundiales, pero también refuerza la magnitud del potencial alcista una vez que las condiciones en materia de infraestructuras y capital comiencen a alinearse.

El resurgimiento progresivo de Venezuela viene acompañado de tres dinámicas de oferta que compiten entre sí. La Guayana Francesa, impulsada por el bloque Stabroek de ExxonMobil, sigue creciendo rápidamente y ya supera los 900 000 barriles diarios, lo que la convierte en el principal motor de crecimiento de la cuenca atlántica. El esquisto estadounidense sigue siendo el productor complementario marginal, pero muestra signos de estancamiento de la productividad. Al mismo tiempo, la OPEP+ sigue dando prioridad a la estabilidad de los precios frente a una expansión agresiva.

En este contexto, Venezuela se perfila cada vez más como una apuesta a largo plazo en la planificación de la oferta mundial, donde el calendario de la recuperación y la inversión de capital son tan importantes como la magnitud de los recursos.

Por lo tanto, los mercados ya no evalúan a Venezuela únicamente en función de sus reservas. La valoración viene determinada ahora por la evolución de las sanciones, la participación de operadores extranjeros —en particular Chevron y el posible regreso de ExxonMobil—, la magnitud de los gastos de inversión necesarios para la rehabilitación y las limitaciones persistentes en materia de infraestructuras dentro de los sistemas de producción y exportación. De hecho, Venezuela ya no se considera tanto un caso de reservas como un caso de reactivación progresiva que depende del capital, de la rehabilitación de las infraestructuras y del acceso a las políticas.