La producción petrolera de Venezuela ha retomado una trayectoria ascendente, impulsada por la reactivación de activos, mayores exportaciones y un renovado interés de compañías internacionales. Las estimaciones recientes sitúan la producción nacional en torno a 1,1 millones a 1,25 millones de barriles por día (bpd), una mejora importante frente a los niveles deprimidos de años recientes, aunque todavía lejos de los más de 3 millones de bpd alcanzados a finales de los años noventa.
En el occidente del país, Zulia se ha convertido nuevamente en un termómetro de esa recuperación. La producción regional habría alcanzado entre 350.000 y 370.000 bpd durante julio y agosto, cerca de la meta operativa planteada para la división occidental de PDVSA. No obstante, el contraste histórico sigue siendo amplio: el estado producía aproximadamente 1,5 millones de bpd en 2004, lo que evidencia que la actual fase debe interpretarse como una reactivación parcial y no como un retorno pleno a su capacidad estructural.
Chevron mantiene un papel central en este escenario. Su empresa mixta Petroboscan, en Zulia, aportaría alrededor de 120.000 bpd, mientras que el conjunto de sus operaciones con PDVSA se ubicaría cerca de 240.000 bpd. La presencia de la compañía demuestra que una estructura de licencias clara puede viabilizar producción, comercialización y mantenimiento de activos incluso bajo un entorno de restricciones. Sin embargo, la experiencia reciente también confirma que el marco sancionatorio puede modificarse con rapidez: OFAC reemplazó la Licencia General 41 por autorizaciones de liquidación en marzo de 2025, limitando entonces la expansión de los negocios conjuntos hacia nuevos campos.
Durante 2026, Washington ha dado señales de una apertura más amplia. Reuters informó que nuevas licencias generales permiten a empresas energéticas internacionales operar proyectos de petróleo y gas, negociar contratos y canalizar pagos fiscales y regalías a través de un fondo bajo control estadounidense. Posteriormente, otra autorización amplió las transacciones de compañías estadounidenses con PDVSA, aunque sin eliminar por completo las sanciones sobre la estatal venezolana.
La lectura para el mercado debe ser equilibrada. Por un lado, una mayor previsibilidad regulatoria podría atraer capital, recuperar producción diferida y rehabilitar campos maduros. Chevron anunció planes de invertir más de US$7.000 millones mediante sus empresas mixtas para llevar su producción venezolana a aproximadamente 600.000 bpd en cinco años, una señal de la magnitud de la oportunidad percibida.
Por otro, el incremento de barriles dependerá menos del potencial geológico —ampliamente reconocido— que de la ejecución sobre superficie. El deterioro de redes eléctricas, corrosión y fugas en oleoductos del lago de Maracaibo, restricciones de equipos, falta de financiamiento y pérdida de talento técnico continúan elevando costos y riesgos operacionales. La producción podrá crecer por reactivación y perforación de corto ciclo, pero una recuperación sostenible exigirá inversiones plurianuales en infraestructura, confiabilidad eléctrica, integridad de activos y capital humano.
La oportunidad existe, pero aún no equivale a una recuperación garantizada. Para Venezuela, la próxima etapa dependerá de que las licencias sean estables, los contratos transparentes y las inversiones suficientes para transformar un repunte condicionado en una expansión duradera.
Fuentes consultadas
* Discovery Alert, “Why Venezuela’s Oil Recovery Is a High-Optionality Play, Not a Thesis”.
* Reuters, “Chevron expands Venezuela position, plans $7 billion investment”.
* Reuters, “US eases sanctions to give oil majors broad scope to operate in Venezuela”.
