El miércoles, el secretario de Energía, Chris Wright, llegó a Caracas para evaluar in situ la derruida industria petrolera que Estados Unidos planea reconstruir. El interés es crítico: “Hay una probabilidad que Estados Unidos no será energéticamente autosuficiente en diez años”, dijo Natasha Kaneva, directora general de investigación de petróleo y commodities globales en JP Morgan Chase & Co, en una ponencia del Council of Foreign Relations, “Venezuela marca all the boxes: está en el hemisferio occidental, ya operan compañías estadounidenses allí y el grado [de crudo] es exactamente el que Estados Unidos necesita: 70% de la capacidad refinadora de la Costa del Golfo [de México] está construida para tomar petróleo venezolano, crudo pesado”.
Así, en menos de un mes tras la captura de Nicolás Maduro, la industria petrolera venezolana pasó de estar al margen de la conversación mundial a posicionarse en el ojo de un huracán mediático. El oro negro apunta a crecer en en el corto plazo, aunque también persisten limitaciones estructurales que condicionan la llegada de un nuevo reventón.
Explicamos los retos, expectativas y reacomodo del petróleo venezolano en 2026 y el nuevo ciclo energético del país: desde el retorno gradual del crudo venezolano a los mercados internacionales y la flexibilización de sanciones hasta los cuellos de botella técnicos e institucionales que aún limitan su expansión.
Baby, you’re a rich man: el retorno de Venezuela Saudita
La principal ventaja petrolera de Venezuela no es secreto para nadie: es (al menos en papel) el país con las mayores reservas probadas del mundo —alrededor de 303 mil millones de barriles, o el equivalente al 17% del total mundial—, y cuenta con una ubicación geográfica privilegiada, pues se encuentra cerca de las refinerías estadounidenses del Golfo de México diseñadas para procesar el crudo pesado.
Eso explica por qué el primer signo de movimiento del sector no aparece en taladros ni en anuncios de grandes inyecciones de capital, sino en contratos comerciales concretos. Por ejemplo, Valero Energy —una empresa clave en el Golfo de México— confirmó compras de crudo venezolano para febrero y marzo, señalando que esos volúmenes serían una parte significativa de su mezcla y que incluso podrían superar niveles previos a las sanciones.
También, Citgo –propiedad del estado venezolano, pero que cortó lazos con PDVSA en Venezuela luego que la oposición asumiese su control durante la crisis presidencial del 2019– compró a la comercializadora Trafigura su primer cargamento de petróleo venezolano desde 2019, uno de los termómetros más simbólicos de esta nueva etapa que parece apuntar a que Venezuela vuelve a encajar en la cadena de valor norteamericana.
A esa ventaja logística se suma un cambio explícito en la lectura geopolítica desde Washington, con una política energética hacia Venezuela que por ahora no apunta a una normalización plena, sino a una apertura vigilada: El propio Donald Trump incorporó a Venezuela en su discurso energético internacional, señalándole como una pieza clave para que EE.UU consolide su posición como líder energético mundial. En declaraciones posteriores fue más allá: anunció que India comenzaría a comprar petróleo venezolano y afirmó que vería con buenos ojos inversiones de China e India en el sector petrolero venezolano, con miras a crear alternativas de sustitución de suministros rusos o iraníes.
Las nuevas licencias de la OFAC para el petróleo venezolano
Ese giro político se ha traducido en hechos concretos: Hace unos días, la OFAC emitió la Licencia General 46, que facilita a compañías estadounidenses y traders comerciar, transportar y refinar petróleo venezolano, reduciendo la necesidad de licencias individuales caso por caso; es decir, bajando la barrera para que el crudo venezolano vuelva a los mercados destacados, aunque aún con condiciones y supervisión. Este marco operativo luego fue más afinado con la Licencia General 47, que aclaró y amplió las transacciones permitidas —como logística, seguros y servicios asociados— reduciendo fricciones para traders, refinadores y empresas de servicios. La llegada desde EE.UU de cargamentos de nafta pesada, es otra señal relevante.
Luego, el 10 de febrero la OFAC emite nuevas licencias, 46A, que permiten las transacciones para transportar, exportar y vender crudo venezolano por empresas estadounidenses; 30B para el uso de puertos y aeropuertos y la exportación de diluyentes necesarios para el crudo pesado venezolano y la 48 para autorizar el suministro bienes y servicios para el mantenimiento y operación de la industria. Finalmente fija que todos los contratos suscritos deben realizarse siguiendo las leyes estadounidenses y reportar adecuadamente cada transacción al Departamento del Tesoro.
A esta dinámica se suma evidencia cuantitativa: Las exportaciones petroleras venezolanas repuntaron en enero hasta cerca de 800.000 barriles diarios, frente a menos de 500.000 bpd en diciembre de 2025, impulsadas por las nuevas licencias, las compras estadounidenses y la reactivación de cargamentos previamente retenidos.
Wildcatters abriendo el camino: ¿Qué empresas petroleras van a entrar a Venezuela?
En paralelo, el interés internacional comienza a recomponerse poco a poco. En el corto y mediano plazo, la industria petrolera venezolana apunta a estar dominada por las llamadas wildcatters o empresas de pequeña y mediana escala, nuevos actores con un apetito de riesgo no despreciable, junto a Chevron, Repsol, Maurel & Prom y Eni, cuya permanencia será el principal indicador utilizado por los mercados para rehabilitar su confianza en el país. El éxito sostenido de estas empresas puede ser la clave para atraer las grandes inversiones nuevamente.
Las grandes empresas occidentales que ya operan en el país han buscado ampliar sus actividades pero con una estrategia prudente, apoyada en infraestructura existente sin grandes compromisos de capital adicional. De hecho, Chevron reforzó su logística durante enero, incrementando a 15 buques su flota para transportar crudo venezolano, una señal de que la actividad exportadora se está intensificando en la práctica.
Alrededor de estas empresas también ha aparecido un ecosistema de traders globales como Vitol o Trafigura que se están convirtiendo en actores centrales del corto plazo, no porque busquen reconstruir campos petroleros o producir, sino debido a que mueven los barriles ya existentes, asegurando compradores y flujo de caja inmediato. No es algo menor: tras años de aislamiento, ese flujo permite reactivar exportaciones y sostener las operaciones existentes, sin esperar a que llegue la gran inversión upstream que sí depende de condiciones estructurales de mediano plazo.
A ese entramado se suman empresas de servicios. Firmas como SLB y Halliburton vuelven a aparecer asociadas a trabajos de reparación, mantenimiento y modernización de campos existentes, atraídas por la flexibilización de licencias y por la posibilidad de operar bajo esquemas de riesgo controlado, donde podrían incorporar tecnología, servicios y eficiencia, para generar un crecimiento en el sector.
La gama es amplia: Bloomberg reportó el envío de crudo venezolano a Israel por primera vez en años; en gas, la británica BP confirmó que está buscando una licencia de la OFAC para desarrollar un campo transfronterizo con Trinidad y exportar ese gas como LNG desde la infraestructura trinitense mientras que traders empezaron a preparar exportaciones de gas natural licuado desde Venezuela.
En la región, Ecopetrol evalúa retomar importaciones de gas desde Venezuela si se consolida el alivio de sanciones. La empresa india Reliance también compró dos millones de barriles de crudo venezolano mientras la empresa estadounidense de tecnología energética Baker Hughes ve una oportunidad relevante de ingresos en el país, condicionada a seguridad y claridad regulatoria. Según Monaldi, ConocoPhillips podría también convertirse en un actor importante en un intento de cobrar su enorme deuda, aunque la empresa ha descartado retornar hasta cobrar la indemnización de sus activos expropiados por el gobierno de Hugo Chávez.
¿Estamos ante un nuevo boom petrolero?
La reciente reforma a la Ley de Hidrocarburos es un cambio de paradigma para el sector petrolero, al abrir la operación y comercialización del crudo a una mayor participación privada tras medio siglo de control estatal. No obstante, persisten temas cruciales por definir, tales como la carga fiscal derivada del nuevo impuesto a los hidrocarburos una vez aplicada en la práctica y el lenguaje ambiguo respecto a la posibilidad de resolver disputas mediante arbitraje. Esta reforma fue acompañada por las licencias generales emitidas por la OFAC.
Este nuevo panorama ha traído reacciones positivas: en cuestión de días, Darren Woods, CEO de ExxonMobil, pasó de considerar a Venezuela “inviable para la inversión”, a destacar las ventajas tecnológicas de su compañía para la extracción de crudo pesado. En paralelo, Mike Wirth, CEO de Chevron reafirmó su compromiso de colaborar con los gobiernos de EE.UU y Venezuela para incrementar la producción en el corto plazo.
Sin embargo, las grandes petroleras como Exxon, Shell, Total y BP requieran de más tiempo y señales para entrar con fuerza en el mercado. Tanto Woods como Wirth fueron enfáticos al señalar que es muy pronto para comprometerse con inversiones de envergadura. Chevron, en particular, ha sido clara en que su enfoque es reinvertir el flujo de caja generado localmente y avanzar de forma incremental.
Adicionalmente, su estrategia financiera actual se ha centrado en una marcada disciplina de capital, priorizando la rentabilidad del accionista sobre la expansión agresiva de la producción.
Algunos vientos soplan en contra
El crudo venezolano, sin embargo, presenta desafíos. Según expertos como Francisco Monaldi, economista y director del Latin America Energy Program en el Baker Institute, un factor de riesgo en la industria petrolera venezolana que ha frenado su recuperación no es la calidad del crudo ni la falta de reservas, sino la inestabilidad institucional.
Monaldi ha señalado que múltiples intentos de inversión se han visto frustrados por la falta de certeza jurídica, renegociaciones arbitrarias y la percepción de que los acuerdos pueden alterarse unilateralmente. De allí que una condición necesaria para revitalizar la industria sea avanzar hacia un marco institucional sólido, con contratos robustos, protección de derechos y mecanismos de arbitraje independientes.
Sin embargo, el petróleo venezolano enfrenta desafíos técnicos que complican su competitividad: la mayor parte de sus reservas está en la Faja del Orinoco y consiste en crudo extrapesado, altamente viscoso y con alto contenido de azufre, que requiere diluyentes importados y un mantenimiento constante de la infraestructura para poder extraerse, transportarse y procesarse. Estas características obligan a venderlo con descuentos de 7 a 12 dólares por barril frente al crudo WTI, mientras que su punto de equilibrio se estima entre 42 y 56 dólares, lo que deja márgenes estrechos en el actual entorno de precios. En este contexto, el Complejo de Jose es clave para convertir el crudo en un producto exportable, pero la combinación de precios relativamente bajos —con el Merey 16, el crudo de referencia veneozlano, por debajo de sus promedios recientes— y la enorme inversión necesidad para recuperar su producción de principios de siglo, calculada en unos 183.000 millones de dólares por Rystad Energy, constituyen una barrera importante para la recuperación plena de la industria.
Pero no todos los obstáculos son internos, pues Venezuela no es el único país petrolero de la región: La reinserción formal al mercado ocurre mientras países como Brasil, Argentina y Guyana —cuyas exportaciones petroleras tienen a EEUU entre sus principales destinos— prevén aumentar su producción sustancialmente este año. Otro jugador a considerar es Canadá, que si bien está en un contexto político tenso con la administración Trump, sigue siendo el principal exportador a EE.UU de crudo con características comparables al venezolano.
De hecho, el primer ministro canadiense Mark Carney afirmó en una entrevista que “el petróleo canadiense será competitivo porque es de bajo riesgo y de bajo costo”, condiciones que no están aseguradas en Venezuela por los momentos.
El futuro del crudo venezolano: ¿4 millones de barriles por día?
Al mismo tiempo, esos desafíos conviven con ventajas estructurales poco comunes en la industria global. Venezuela tiene riesgos geológicos relativamente bajos y una extensa red de campos brownfield con infraestructura instalada —aunque deteriorada— que reduce los costos marginales de reactivación frente a proyectos completamente nuevos. Pese a las dificultades técnicas del crudo extrapesado, su monetización sigue siendo viable en escenarios de precios superiores a los 40 dólares por barril, y la reciente apertura del marco legal a la inversión privada introduce por primera vez en décadas la posibilidad de incorporar capital, tecnología y gestión internacional a gran escala. Si la transición regulatoria logra sostenerse y mitigar los riesgos políticos, este punto de partida podría permitir una expansión gradual pero significativa de la producción en los próximos años.
De acuerdo al economista Francisco Monaldi, entre dos y cuatro años podríamos aumentar la producción en al menos 600 mil barriles diarios adicionales. 150 mil corresponderían a Chevron, 200 mil a Maurel, ENI y Repsol y 250 en otros Contratos de Participación Productiva (CPP). Las estimaciones a 10 años prevén un aumento de entre 1,5 y 3 millones de barriles adicionales por día, dijo durante el foro Perspectivas de febrero de Ecoanalítica.
Monaldi, en el foro, planteó varios escenarios de aumento de la producción venezolana entre 2026 y 2036 que van desde un estancamiento cercano al status quo (cerca 1,4 millones de barriles diarios al final del período) hasta un escenario técnicamente ambicioso que superaría los 6 millones de bpd. Sin embargo, Monaldi cree que el escenario realista para 2036 oscila entre los 2,6 millones de bpd y los 4,1 millones de bpd. Las proyecciones de Rystad son más conservadoras en el corto y mediano plazo: su escenario base apunta a un retorno cercano a 3 millones bpd hacia 2040, lo que implica una senda de expansión mucho más lenta.
Sin ser todavía un nuevo reventón, Venezuela se encuentra en un nuevo escenario donde su petróleo vuelve a circular poco a poco en los mercados más destacados. Este nuevo ciclo abre una fase de oportunidades sin precedentes, siempre que exista claridad regulatoria y continuidad en la relación con EE.UU. Economistas como Asdrúbal Oliveros han mencionado que si se concreta ese entendimiento, la producción petrolera venezolano podría expandirse un 30%, con impactos positivos sobre expectativas macroeconómicas y potenciales mejoras en otras variables económicas críticas.
Después de años de colapso, sanciones y desconexión, que el petróleo venezolano vuelva a moverse —aunque sea con cautela y bajo supervisión— es, en sí mismo, un hecho muy positivo.
