El alivio gradual de las sanciones estadounidenses ha provocado que las principales corporaciones energéticas del mundo vuelvan a mirar hacia Venezuela, reactivando proyectos y ampliando su control operativo. Sin embargo, los gigantes del sector mantienen una marcada prudencia, condicionando el desembolso de capitales masivos a la estabilidad política de la nación, la claridad en las reglas fiscales y la reconstrucción de una infraestructura severamente deteriorada tras años de desinversión.
Maracaibo, Estado Zulia, Venezuela. La reactivación de la industria ocurre en un momento crucial para el país, que intenta levantar una producción que cayó de un promedio de 3,5 millones de barriles diarios en la década de los setenta a unos 921.000 barriles por día en 2024, de acuerdo con los registros de S&P Global Ratings. El Instituto de Finanzas Internacionales (IIF) ha señalado que «la política estadounidense está definiendo efectivamente los términos de la recuperación del sector petrolero venezolano», calificando el nuevo marco de licencias de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) como «el cambio más significativo en el entorno operativo del sector en años».
El atractivo de la nación radica en que todavía alberga una de las reservas probadas de hidrocarburos más grandes del planeta, estimada por el Oil & Gas Journal en unos 303.000 millones de barriles, concentrados mayormente en el crudo extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco.
Chevron y la prioridad del cobro de deuda
Chevron se mantiene como la firma norteamericana con mayor ventaja sobre el terreno tras haber conservado presencia mínima durante los años de mayor tensión diplomática. No obstante, la estrategia de la compañía se enfoca principalmente en la recuperación de pasivos pendientes, estimados en cerca de 1.500 millones de dólares.
«Seguimos en modo de recuperación de deuda y esperamos que Venezuela continúe representando entre 1% y 2% del flujo de caja operativo», aseveró el director ejecutivo de la firma, Mike Wirth, durante la presentación de resultados del primer trimestre. Aunque la petrolera amplió su participación al 49% en Petroindependencia tras un intercambio de activos con PDVSA, Wirth fue tajante al condicionar nuevas inversiones: «necesitamos ver más progreso antes de poner más capital a trabajar», argumentando la persistencia de incertidumbres normativas.
Shell y Repsol amplían su exposición
Otras firmas europeas han acelerado el paso para posicionarse en áreas estratégicas. Shell ha centrado su interés en el desarrollo de gas offshore con miras a su exportación hacia Trinidad y Tobago. Su director ejecutivo, Wael Sawan, confirmó que la corporación ha incorporado «nuevas áreas en Estados Unidos, Kazajistán y Venezuela», describiendo al país sudamericano como «un recurso extraordinario». Sawan detalló que se mantienen conversaciones con el gobierno venezolano para monetizar el gas a través del proyecto Atlantic LNG, aunque admitió que los desarrollos en tierra firme (onshore) «son oportunidades que tomarán bastante tiempo para madurar».
Por su parte, la española Repsol ha acelerado el ritmo tras asumir el control operativo de Petroquiriquire y estrechar su integración en el bloque gasífero Cardón IV, con la meta de incrementar su producción en un 50% en los próximos doce meses. El director ejecutivo de la firma, Josu Jon Imaz, apuntó que las prioridades de la compañía en el territorio «son claras», beneficiándose de las licencias particulares otorgadas por Washington que también abarcan a operadoras como Eni, BP y Maurel & Prom.
Eni: un nuevo marco legal y fiscal
La italiana Eni también ha vinculado la flexibilización de las licencias con la aceleración de sus planes de gas natural licuado para exportación regional. Guido Brusco, director de operaciones de recursos naturales de la compañía, valoró positivamente los recientes cambios contractuales y legislativos en el sector.
Brusco sostuvo que la actual ley de hidrocarburos «proporciona un marco legal y fiscal para desarrollar de manera sostenible nuestros activos petroleros». Al igual que otras transnacionales, Eni está utilizando los cargamentos de crudo autorizados por el Departamento del Tesoro de EE. UU. para amortizar las cuentas pendientes de años anteriores. «Ahora arreglaremos también el pasado», puntualizó el alto ejecutivo en referencia a la deuda acumulada.
Aunque S&P Global Ratings proyecta que la producción venezolana podría experimentar un incremento de entre 500.000 y 700.000 barriles diarios en los próximos dos o tres años, y potencialmente alcanzar los 3 millones en una década, el mercado internacional coincide en que esta meta requerirá de miles de millones de dólares en inversión extranjera directa, un flujo de caja que solo llegará si se consolidan las garantías jurídicas e institucionales en el país.
Por: Standard Digital News – ECONOMÍA – ENERGÍA / Con información de Bloomberg Foto cortesia / 19 de mayo de 2026
