Sin embargo, es el reciente cambio en los flujos —y no en las reservas— lo que está empezando a modificar la percepción del país en la planificación del suministro 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 aproximadamente 1,25 millones de bpd, gracias al incremento de las exportaciones de crudo a Estados Unidos, la India y Europa en el marco de sanciones selectivas.

Esta divergencia entre una producción relativamente estable y unos flujos de exportación en mejora se considera cada vez más no como una deficiencia estructural, sino como consecuencia 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 de inversión energética del país, que se celebrará a finales de este año— se ha convertido en un punto de encuentro para debatir la reincorporación, reuniendo a operadores, empresas de servicios e inversores con el fin de abordar los aspectos prácticos de la reincorporación, entre los que se incluyen los marcos normativos para la concesión de licencias, el diseño de empresas conjuntas, la reconstrucción de la capacidad de servicios y la logística de exportación.

Factores que condicionan el potencial de recuperación 

A diferencia del crudo de esquisto ligero de la cuenca del Pérmico en Estados Unidos o de los yacimientos en aguas profundas de Guyana, las reservas de Venezuela consisten principalmente en crudo extrapesado. La producción depende de las mezclas, el enriquecimiento, 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.

Las estimaciones del sector indican que Venezuela puede mantener una producción de entre 1 y 1,3 millones de barriles diarios en condiciones de escasez de capital, pero que necesitaría una inversión gradual de entre 50 000 y 100 000 millones de dólares —o incluso más— para recuperar una producción superior a los 2 millones de barriles diarios a largo plazo. En consecuencia, Venezuela ya no se valora únicamente en función del volumen de sus reservas o de su producción actual, sino en función de la probabilidad y el momento en que se produzca la recuperación futura de la producción. 

Chevron lidera el marco de reincorporación

Chevron sigue siendo la empresa occidental con mayor presencia estructural en Venezuela, con empresas conjuntas en el Cinturón del Orinoco que sustentan unas exportaciones estimadas de entre 250 000 y 300 000 barriles diarios. Su posición sigue viéndose limitada por los marcos normativos del Tesoro de EE. UU. en materia de licencias, lo que consolida a Venezuela como un punto de apoyo estratégico más que como un mercado clave para el crecimiento.

Otras grandes empresas están optando por mantener sus opciones en lugar de comprometer capital a gran escala: ExxonMobil está evaluando la posibilidad de volver a entrar en activos históricos del Orinoco, como Cerro Negro, al tiempo que sopesa los costes de rehabilitación y el riesgo legal derivado de nacionalizaciones anteriores. Empresas europeas como Repsol y Eni siguen operando en Venezuela a través de operaciones limitadas de intercambio de crudo y de condensado vinculadas a la producción y los flujos de compra existentes. 

Las empresas de servicios petroleros, en particular SLB y Halliburton, se están posicionando como factores clave para cualquier vía de recuperación, ya que el principal obstáculo ha pasado de ser el potencial del subsuelo a la capacidad de ingeniería y la rehabilitación de las infraestructuras.

Los analistas estiman que recuperar entre 300 000 y 400 000 barriles diarios de producción adicional llevaría varios años, lo que pone de relieve el papel de Venezuela como proveedor gradual, más que como fuerza de equilibrio inmediata en los mercados mundiales, pero también refuerza el potencial alcista una vez que las condiciones de infraestructura y capital empiecen a alinearse.

Venezuela en el nuevo panorama de la oferta

El resurgimiento gradual de Venezuela se está produciendo en paralelo a tres dinámicas de oferta contrapuestas. Guyana, impulsada por el bloque Stabroek de ExxonMobil, sigue creciendo rápidamente y ya supera los 900 000 barriles diarios, lo que la posiciona como el principal motor de crecimiento de la cuenca atlántica. El petróleo de esquisto estadounidense sigue siendo el productor marginal de equilibrio, pero muestra signos de estancamiento en su productividad. Mientras tanto, 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 opción de cobertura a largo plazo en la planificación del suministro mundial, donde el momento de la recuperación y la inversión de capital son tan importantes como la magnitud de los recursos.

Por lo tanto, los mercados ya no valoran a Venezuela basándose únicamente en sus reservas. La valoración viene determinada ahora por la evolución de las sanciones, la participación de operadores extranjeros —en particular Chevron y la posible reincorporación de ExxonMobil—, la magnitud de la inversión necesaria para la rehabilitación y las persistentes limitaciones de infraestructura en los sistemas de producción y exportación. En efecto, la valoración de Venezuela ya no se basa tanto en sus reservas como en un proceso de reactivación gradual que depende del capital, la recuperación de las infraestructuras y el acceso a las políticas.