La rapidez para alcanzar el primer barril se está convirtiendo en uno de los indicadores más importantes para los inversores que se introducen en Venezuela. Tras años de falta de inversión y deterioro operativo, el país no carece de recursos, pero una producción fiable dependerá de la rehabilitación de los pozos, las infraestructuras y los servicios.

Los acuerdos recientes ya apuntan hacia ese modelo. Chevron tiene previsto invertir más de 7.000 millones de dólares a través de sus empresas conjuntas venezolanas durante los próximos cinco años, con el objetivo de alcanzar una producción de más de 600.000 barriles al día (bpd) para 2031. La empresa prevé utilizar la infraestructura existente, con unos costes de producción estimados por debajo de los 20 dólares por barril.

Eni está adoptando una postura similar, aunque partiendo de un punto de partida diferente. En septiembre, la empresa italiana se convirtió en operadora del yacimiento Junín-5, situado en el Cinturón del Orinoco, en virtud de un contrato de 25 años. El yacimiento cuenta con 35 000 millones de barriles de petróleo certificados en situ, pero solo produce alrededor de 12 000 bpd, lo que pone de manifiesto la brecha existente entre la base de recursos de Venezuela y su capacidad productiva actual.

El acuerdo de Bare Field de GeoPark constituye otro ejemplo. La empresa tiene previsto invertir 7.000 millones de dólares en el marco de un acuerdo de reparto de la producción de 25 años de duración, con el objetivo de aumentar la producción de unos 11.000 bpd a 90.000 bpd para 2038. Esto implicará la reactivación de unos 1.100 pozos y la perforación de aproximadamente 80 nuevos pozos horizontales.

Por lo tanto, gran parte del crecimiento de la producción de Venezuela a corto y medio plazo puede provenir de la rehabilitación de yacimientos existentes, más que de la explotación convencional de nuevos yacimientos. Rystad estima que las operaciones de reacondicionamiento y las reparaciones de infraestructuras podrían aportar entre 300 000 y 350 000 barriles diarios en un plazo de dos a tres años.

Repsol está aplicando un modelo similar en Petroquiriquire, donde acordó en abril recuperar el control operativo y afirmó que podría aumentar la producción venezolana en un 50 % en un plazo de 12 meses y triplicarla en tres años. El trabajo requiere volver a poner en producción los pozos inactivos, sustituir los equipos de extracción artificial, reparar los sistemas de recogida y restablecer los sistemas de agua, electricidad y oleoductos.

El crudo pesado y extrapesado de Venezuela añade otra complicación: la producción y el transporte dependen del procesamiento, la mezcla y el acceso a diluyentes, mientras que el deterioro de las infraestructuras puede limitar los volúmenes.

El sector servicios es fundamental para la recuperación. SLB prevé reactivar hasta 15 plataformas que se encuentran actualmente en Venezuela, de las cuales hasta cuatro podrían estar operativas este año, mientras que los problemas de transporte, la tramitación de permisos y las deficiencias en las infraestructuras siguen siendo obstáculos para la importación de equipos especializados. Baker Hughes también ha firmado acuerdos con PDVSA, Lindsayca y Fulcrum LNG relacionados con las infraestructuras energéticas venezolanas, además de un acuerdo independiente con New Stratus Energy para respaldar futuros proyectos.

Los aspectos económicos del nuevo marco de inversión también hacen que la rapidez cobre mayor importancia. La reforma de enero en Venezuela abrió un mayor margen para que las empresas privadas participen directamente en las operaciones de exploración y producción y comercialicen la producción, lo que otorga a los socios de las empresas conjuntas un mayor control sobre los proyectos y acceso a los ingresos derivados de la venta de petróleo.

Esto puede mejorar la rentabilidad del proyecto, pero los inversores seguirán teniendo que distinguir entre los recursos técnicamente recuperables y los barriles que pueden producirse en un plazo comercialmente viable.

Es aquí donde es probable que surja la competencia por el capital. Un operador que ya cuente con pozos, carreteras, oleoductos e infraestructuras eléctricas y de exportación podría generar flujo de caja mucho antes que un proyecto que requiera nuevas instalaciones en superficie y un desarrollo exhaustivo del yacimiento. Para las empresas de servicios, los proveedores de equipos y los inversores en infraestructuras, esos requisitos representan un mercado de inversión paralelo.

La Semana de la Energía de Venezuela 2027, que se celebrará en Caracas, tendrá lugar en un momento en el que ese proceso pasa de la fase de contratación a la de ejecución. El evento reunirá a operadores, inversores, empresas de servicios y representantes del Gobierno para evaluar proyectos de toda la cadena de valor del sector energético.

Para Venezuela, la cuestión de la inversión es de carácter operativo: ¿qué proyectos pueden introducir el primer barril adicional en el mercado, a qué coste y con qué rapidez se puede ampliar la producción a partir de ahí? Esas respuestas determinarán qué empresas liderarán el próximo ciclo de Venezuela.

La Semana de la Energía de Venezuela 2027 se celebrará del 22 al 25 de febrero en el Centro de Convenciones Simón Bolívar de Caracas. Organizada por Energy Capital & Power y bajo el patrocinio de la presidenta en funciones Delcy Rodríguez, PDVSA y el Ministerio de Hidrocarburos, la VEW es la plataforma de inversión en petróleo y gas más importante del país. Para inscribirse u obtener más información sobre las oportunidades de patrocinio y ponencias, visite www.venezuelaenergyweek.com.