Dos marcos extranjeros están redefiniendo el panorama petrolero venezolano en 2026: el consolidado pero limitado modelo de Chevron y el ambicioso pero opaco acuerdo con Nabep.
Chevron produce aproximadamente 244.000 b/d en tres joint ventures con PDVSA bajo la Licencia 41 de la OFAC, un esquema documentado que prohíbe flujos de ganancias o impuestos hacia el Estado venezolano. Su operación Petroboscan en Zulia, con 120.000 b/d, es el mayor contribuyente individual a la recuperación occidental.
En contraste, Nabep (North American Blue Energy Partners) firmó un acuerdo aprobado por EE.UU. para desarrollar 17 campos nacionalmente, con un potencial estimado de 65 mil millones de barriles. La meta es elevar la producción a 500.000 b/d para 2028, desde unos 200.000 b/d actuales. Sin embargo, no existe un número de licencia OFAC público para este acuerdo, y objeciones reportadas al nivel del Pentágono en agosto de 2026 sugieren que su estatus dentro del gobierno estadounidense aún no está resuelto.
Socio | Estructura de licencia | Producción Venezuela | Alcance en Zulia | Incertidumbre clave |
Chevron | Licencia OFAC 41 (numerada, documentada) | ~244.000 b/d en 3 JV | Petroboscan (~120.000 b/d) | Licencia revocada en feb-2025, reemitida restringida en jul-2025 |
Nabep | Acuerdo aprobado por EE.UU.; sin número OFAC público | ~200.000 b/d actual (meta escalonada) | 8 de 17 campos | Arquitectura de alivio sancionatorio menos transparente |
Esta brecha de transparencia es determinante: mientras Chevron puede atraer capital de corto plazo gracias a su marco regulatorio claro, Nabep requiere compromisos de inversión plurianuales que difícilmente llegarán sin certeza sancionatoria.
Además, la infraestructura venezolana sigue siendo un cuello de botella. Apagones frecuentes interrumpen sistemas de bombeo e inyección de agua, mientras que la corrosión en los pipelines del lago de Maracaibo eleva costos operativos y riesgos ambientales.
Para inversores, la lectura es clara: Venezuela es una posición de alta opcionalidad, no de alta convicción. Los gains de corto ciclo son reales, pero la distancia hacia la capacidad histórica (casi 3 millones de b/d a finales de los 90) requiere condiciones que aún no están en lugar: alivio sancionatorio durable, reinversión plurianual en infraestructura y reforma de gobernanza en PDVSA.
Tres variables trackeables definirán el futuro: transparencia en la licencia de Nabep, compromisos confirmados de capex para el corredor del lago de Maracaibo, y al menos dos trimestres consecutivos de crecimiento sin interrupciones por sanciones.
Créditos:
Fuente: Discovery Alert – “Venezuela Oil Production: Sanctions Risk Clouds Recovery” (septiembre 2026).
Datos citados: OPEP, informes de producción de PDVSA, reportes de Chevron y análisis de mercado de Discovery Alert.
