La industria del petróleo y el gas de Venezuela: El desafío de una recuperación sostenible

Por Orlando Ochoa, OIES Visiting Research Fellow

Resumen

Venezuela inicia la segunda mitad de 2026 con una dotación excepcional de hidrocarburos, una base de producción en recuperación pero aún frágil, y un entorno de mercado en el que el suministro seguro de crudo pesado y gas natural conserva un valor estratégico. La cuestión central ya no es si Venezuela cuenta con recursos suficientes, sino si puede reconstruir las condiciones técnicas, institucionales y de infraestructura necesarias para transformarlos en una producción sostenida.

La primera condición para una recuperación sostenible es la credibilidad jurídica. Las disposiciones sobre reversión sin compensación contenidas en los artículos 35(4) y 43 de la reforma de la Ley de Hidrocarburos de enero de 2026 recrean el problema de horizonte temporal asociado a la Ley de Reversión de 1971 y corren el riesgo de desalentar precisamente aquellas inversiones de largo plazo necesarias para la recuperación térmica, la generación de electricidad y la infraestructura asociada. Por tanto, su eliminación —o una compensación sustancial— debería ser una prioridad en cualquier reforma legal posterior.

La segunda condición es la secuenciación. Venezuela debería aprovechar los recursos de menor viscosidad de la Faja del Orinoco, las oportunidades en yacimientos existentes (*brownfields*) y la rehabilitación de campos convencionales para generar producción temprana y flujo de caja antes de expandirse hacia métodos de recuperación térmica que requieren mayor intensidad de capital y energía. Esta estrategia exigirá que la infraestructura y los servicios de apoyo se desarrollen en paralelo a la inversión en exploración y producción (*upstream*).

Una recuperación sostenida hasta alcanzar aproximadamente 3,3 millones de barriles diarios en un horizonte de 10 a 12 años sigue siendo técnicamente factible, aunque debe entenderse como un potencial de producción a largo plazo más que como una previsión. Su materialización requeriría una transición política sostenida, condiciones fiscales predecibles, capital y tecnología privados, infraestructura rehabilitada, suministro fiable de electricidad y diluyentes, y un marco institucional más sólido.

El rediseño institucional de PDVSA es fundamental para este marco. Una empresa más ágil, centrada en la gestión de activos estratégicos, la supervisión de contratos, la evaluación geológica, la fiscalización ambiental y la coordinación de infraestructura, estaría mejor preparada para apoyar a los operadores privados que una firma financieramente sobrecargada que intenta actuar simultáneamente como regulador, operador, inversor y agencia de desarrollo social.

También resulta relevante el precedente histórico de cooperación pragmática entre Estados Unidos y Venezuela. Durante la década de 1940, Venezuela combinó condiciones fiscales más exigentes con una participación internacional continua, mientras que Estados Unidos respaldó un marco que equilibraba los intereses empresariales con la soberanía venezolana. Esa experiencia no ofrece un modelo para replicar, pero demuestra que la cooperación estratégica puede coexistir con la autonomía de la política nacional y una expansión sostenida del sector petrolero. En términos prácticos, esto implica un apoyo sostenido de Estados Unidos a la transición democrática y financiación multilateral para la rehabilitación crítica del sistema eléctrico, junto con reformas venezolanas que eliminen el riesgo de reversión y completen la transición de PDVSA hacia la gestión de activos estratégicos. Sin estos cimientos institucionales y de infraestructura, la base de recursos seguirá siendo un potencial no aprovechado en lugar de una fuente duradera de recuperación nacional.

Por tanto, el mensaje central es claro: los recursos de Venezuela constituyen la base de la recuperación, pero solo unas instituciones creíbles, una infraestructura fiable, una secuencia disciplinada y unas normas de inversión duraderas pueden transformar esa dotación en una producción sostenida a lo largo de décadas.

1.         Introducción

Durante la primera mitad de 2026, Venezuela entró en un periodo de profunda transformación política y económica tras la destitución de Nicolás Maduro el 3 de enero y el inicio de una transición a la democracia respaldada por Estados Unidos. Paralelamente, las reformas legales y fiscales en el sector de hidrocarburos han buscado mejorar el clima de negocios y atraer inversión extranjera.

Para que se produzca una recuperación económica impulsada por la energía, estos cambios políticos y regulatorios deben alinearse con condiciones globales favorables, como las recientes interrupciones en el suministro desde Oriente Medio, que ponen de relieve el valor estratégico de los crudos pesados ??venezolanos. En el ámbito interno, el terremoto de junio de 2026 evidenció graves vulnerabilidades en la infraestructura y la urgente necesidad de capital para la reconstrucción, lo que añadió complejidad a las negociaciones políticas iniciadas en agosto de 2026.

El desafío central para Venezuela no es la disponibilidad de recursos petroleros, sino la credibilidad y la secuenciación necesarias para transformar dichos recursos en una producción sostenida. La recuperación dependerá de rehabilitar la infraestructura crítica, restaurar la capacidad técnica e institucional, secuenciar la explotación de la heterogénea base de recursos del Orinoco según su viscosidad e intensidad de capital, y establecer un marco fiscal y legal con un horizonte de inversión lo suficientemente creíble como para atraer capital privado a largo plazo.

Este documento ofrece una evaluación exhaustiva de la dotación de recursos naturales de Venezuela, sus trayectorias económica y petrolera, y las oportunidades estratégicas para la recuperación a mediano plazo de su sector energético. Asimismo, destaca varias condiciones previas críticas, tanto dentro del sector energético como en la economía en general, como el grave deterioro del sistema eléctrico nacional, que amenaza con retrasar los planes de rápida recuperación petrolera y obstaculizar una expansión económica sostenida.

Más allá de sintetizar la literatura existente, este artículo aporta dos contribuciones distintivas al campo de estudio. En primer lugar, adapta el marco del «problema del horizonte» de Çakir Melek (2018) —desarrollado originalmente para explicar la caída de la inversión previa a la nacionalización en la Venezuela de los años setenta— para evaluar las posibles distorsiones del mercado derivadas de las disposiciones de reversión sin compensación contenidas en la Ley de Hidrocarburos de 2026. El análisis sostiene que la credibilidad del horizonte de inversión es especialmente importante para Venezuela, dado que los recursos con mayor potencial de producción a largo plazo —en particular los de mayor viscosidad de la Faja del Orinoco— requieren inversiones sustanciales en capital e infraestructura, así como periodos de desarrollo que se extienden durante décadas. En segundo lugar, el documento desarrolla una estrategia de desarrollo escalonada según la viscosidad para la Faja del Orinoco, basándose en un estudio empírico inédito de Gómez y García (2023); esta estrategia distingue entre aproximadamente 71.000 millones de barriles de recursos de menor viscosidad aptos para producción en frío, unos 147.000 millones de barriles que requieren enfoques mixtos (frío-térmicos) y cerca de 44.000 millones de barriles de recursos de mayor viscosidad que exigen métodos térmicos más intensivos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) y procesos de mejoramiento. En lugar de tratar a la Faja del Orinoco como un recurso homogéneo, la estrategia propuesta establece una secuencia de desarrollo basada en las características de los recursos y en las necesidades crecientes de capital, tecnología, electricidad e infraestructura.

En conjunto, estas contribuciones respaldan la tesis central del documento: la extraordinaria dotación de recursos de Venezuela constituye la base para una recuperación sustancial de la producción a largo plazo, pero la mera abundancia de recursos no basta para lograrla. Una recuperación sostenible dependerá de alinear la secuencia técnica de desarrollo de los recursos con la rehabilitación de la infraestructura eléctrica y general, una arquitectura institucional reestructurada y unas normas de inversión que eliminen las distorsiones en el valor terminal generadas por la reversión de activos sin compensación.

La estructura del documento es la siguiente. La Sección 2 examina el vínculo histórico entre la riqueza petrolera y el desempeño macroeconómico. La Sección 3 evalúa la situación actual de la industria de hidrocarburos y los marcos emergentes para la recuperación. La Sección 4 analiza el desequilibrio entre reservas y producción en Venezuela y sostiene que recuperar los niveles de producción de 1998 —3,3 millones de barriles diarios (b/d), concentrados en mezclas de crudo extrapesado— es un objetivo técnicamente viable en un horizonte de 10 a 12 años, siempre que se cumplan ciertas condiciones. La Sección 5 desarrolla una estrategia por etapas para transformar las reservas de crudo extrapesado del Orinoco en producción comercial, al tiempo que se rehabilitan los campos convencionales maduros. La Sección 6 evalúa el marco de hidrocarburos de 2026, prestando especial atención a las distorsiones en la inversión derivadas de las cláusulas de reversión de activos sin compensación. Por último, la Sección 7 examina las condiciones institucionales y técnicas necesarias para una recuperación sostenible, así como los precedentes históricos de cooperación estratégica entre Estados Unidos y Venezuela.

2. Petróleo y desempeño económico en Venezuela: 1925-2025

La historia económica moderna de Venezuela es inseparable del descubrimiento, desarrollo y gobernanza de sus recursos petroleros. Pocos países ilustran tan claramente la interacción cambiante entre la dotación geológica y las trayectorias institucionales, con impacto en el desempeño económico y del sector petrolero a largo plazo. El impacto de la riqueza petrolera en la economía depende fundamentalmente de la calidad de las instituciones que determinan en qué medida los incentivos políticos y económicos están alineados y son responsables, para dar forma a las políticas y sus resultados (Ochoa, 2008; Robinson, Torvik y Verdier, 2006).

Venezuela pasó durante el siglo XX de una sociedad agraria relativamente pobre a uno de los PIB per cápita más altos y de más rápido crecimiento del mundo a mediados del siglo XX, solo para experimentar una disminución desde finales de la década de 1970. Esta trayectoria se puede organizar analíticamente en tres grandes fases:

• 1925-1974, caracterizado por un alto crecimiento económico, baja inflación, desarrollo sostenido del sector petrolero bajo la dirección de compañías petroleras internacionales (IOC) y una sólida gestión macroeconómica.

• 1974-1998, marcado por una expansión estatal ambiciosa pero en última instancia insostenible, bajo gobiernos elegidos democráticamente, con una inflación y una depreciación de la moneda cada vez más altas; Nacionalización del sector petrolero en 1976.

• 1999-2025, definido por una reestructuración nacionalista radical del sector energético bajo el chavismo, junto con la erosión de las instituciones políticas y económicas y una fuerte contracción de la producción de petróleo y el desempeño macroeconómico después de 2015.

De un siglo de desarrollo impulsado por el petróleo se puede extraer un conjunto significativo de lecciones de política, que abarcan tanto éxitos históricos como fracasos institucionales, ideas que son especialmente pertinentes para la transición política en curso de Venezuela y su relanzamiento del sector energético en 2026.

2.1 La Primera Era (1925-1974): crecimiento impulsado por el petróleo bajo instituciones económicas sólidas

El período comprendido aproximadamente entre 1925 y 1974 representa la fase fundacional de la economía petrolera de Venezuela y uno de los episodios más exitosos de desarrollo basado en recursos en el siglo XX. Durante esta era, las IOC principalmente de Estados Unidos y el Reino Unido lideraron la exploración, la producción y la innovación tecnológica, mientras que el Estado venezolano amplió gradualmente su recaudación fiscal a través de regalías e impuestos.

La interacción entre el crecimiento del sector petrolero y una gestión macroeconómica prudente fue notablemente efectiva, particularmente en contraste con la propensión del resto de América Latina a grandes déficits fiscales, alta inflación e inestabilidad macroeconómica. La disciplina fiscal y monetaria, un régimen de tipo de cambio fijo estable y una orientación externa abierta en su sector energético (aunque con políticas proteccionistas prolongadas para la industria nacional), permitieron que los ingresos petroleros se tradujeran en una expansión económica sostenida con baja inflación. En la década de 1950, Venezuela se encontraba entre los seis primeros países del mundo en PIB per cápita, un logro notable para una economía latinoamericana anteriormente atrasada. Este período también vio una inmigración a gran escala, una rápida urbanización y el surgimiento de una economía industrial y de servicios moderna.

En diciembre de 1960 Venezuela alcanzó un volumen estimado de reservas probadas de crudo equivalente a 17,4 mil millones de barriles, un máximo histórico (Martínez, 1989). La producción media anual fue de 2,85 millones de b/d en 1960 (Baptista, 2011). El país fue el mayor exportador de petróleo del mundo desde finales de los años 1920 hasta finales de los años 1960, y también fue uno de los principales miembros fundadores de la OPEP en septiembre de 1960, lo que refleja su papel clave en los mercados petroleros mundiales.

Desde la perspectiva de la política petrolera emergente, e incluso de las prioridades de la política económica, se pueden distinguir dos subperíodos: 1925-1960 y 1960-1974. La Tabla 1 muestra una diferencia significativa en el desempeño de la economía y del sector petrolero. El primer período se caracterizó por una creciente exploración y producción, con mejoras significativas en términos fiscales —particularmente en 1943, 1948 y 1958—, y se desarrolló principalmente bajo diversos regímenes militares: algunos de carácter autoritario y otros más moderados, en una convergencia gradual hacia la democracia. A partir de 1959, Venezuela contó con gobiernos elegidos democráticamente durante el resto del siglo XX.

En el ámbito institucional, Venezuela desarrolló un marco relativamente sofisticado para la gestión de las rentas petroleras. La Ley de Hidrocarburos de 1943 avanzó gradualmente hacia un sistema de reparto de beneficios «50-50» entre el Gobierno y las compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés), esquema que fue instaurado en 1948 por un breve gobierno democrático. Este modelo adquirió alcance mundial y ejerció gran influencia en las economías petroleras de Oriente Medio, al equilibrar los incentivos para la inversión extranjera con una creciente participación estatal (Yergin, 1990, cap. 22).

Hacia 1960, surgió un firme consenso bipartidista en el recién establecido régimen democrático en torno a la doctrina de «no más concesiones petroleras», anunciada por el presidente Betancourt en 1959 (Karl, 1987). Las concesiones vigentes tenían previsto vencer entre 1983 y 1984, y la política estatal dictaminaba explícitamente que no serían renovadas. La postura de Venezuela reflejaba las tendencias mundiales de nacionalismo de los recursos propias de las décadas de 1960 y 1970.

La política petrolera, especialmente a partir de la década de 1960, estuvo impulsada fundamentalmente por el objetivo de maximizar la renta fiscal petrolera por barril extraído (Manzano y Monaldi, 2009). El Estado aumentó progresivamente su participación en los ingresos petroleros, pasando del 50 % a finales de la década de 1940 a más del 90 % en 1974. La producción media anual alcanzó un máximo histórico de 3,7 millones de barriles diarios en 1970.

Fuentes: Datos recopilados del Banco Central de Venezuela (www.bcv.org.ve); *Bases cuantitativas de la economía venezolana 1830–2008* (A. Baptista, 2011); Instituto Nacional de Estadística (INE); OPEP, *Monthly Bulletin*, 2010-19. Nota: Tabla original adaptada de la presentación *The historical context: Economic and oil sector performance, 1925-2018* (El contexto histórico: Desempeño económico y petrolero, 1925–2018) de Ochoa (2019). Con datos actualizados sobre el PIB per cápita y la población provenientes de la Maddison Project Database (MPD), versión 2023: Bolt, Jutta y Jan Luiten van Zanden (2024).

*Incluye una estimación para el PIB del cuarto trimestre de 2018. (Cifras originales basadas en datos oficiales del BCV publicados hasta el tercer trimestre de 2019. La publicación de estadísticas de cuentas nacionales, población y datos sociales se suspendió ese mismo año, 2019).

En julio de 1971, el Congreso de Venezuela promulgó la Ley de Reversión Petrolera. La ley establecía que, al expirar las concesiones en 1983, todos los activos físicos, pozos petroleros, equipos de producción e instalaciones auxiliares propiedad de empresas extranjeras revertirían al Estado sin compensación económica. Los anuncios de política previos, realizados desde la década de 1960 bajo la premisa de «no más concesiones petroleras», ya habían generado lo que Çakir Melek (2018) describió como un problema de horizonte temporal para las compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés). Ante la eventual pérdida de activos sin compensación y tasas impositivas marginales que se acercaban al 90%, estas empresas paralizaron las inversiones de capital a largo plazo, la perforación exploratoria y la gestión de yacimientos. Las IOC recortaron los gastos de capital (capex) destinados a la exploración a largo plazo debido a que no serían propietarias de las reservas descubiertas para las décadas futuras.

Las compañías extranjeras modificaron sus estrategias para maximizar el flujo de caja a corto plazo mediante la extracción intensiva de crudo de los pozos ya desarrollados, minimizando al mismo tiempo el mantenimiento de los yacimientos (Çakir Melek, 2018). La producción de petróleo disminuyó rápidamente desde 1971 y, para 1974, la producción media anual era de 2,98 millones de barriles diarios, apenas 130 000 barriles diarios más que en 1960. Las reservas probadas a finales de 1974 se estimaban en 18 600 millones de barriles, apenas un 6,95 % más que en 1960 (Martinez, 1989). Los esfuerzos de exploración se redujeron drásticamente. Para 1976, cuando se creó PDVSA y asumió el control, la producción había caído a 2,3 millones de barriles diarios (Baptista, 2011). El gobierno venezolano argumentó, sin convencer, que la producción había disminuido debido a una política de conservación deliberada.¹ Geológicamente, este periodo (1925-1974) dependió en gran medida de las provincias petrolíferas convencionales. El lago de Maracaibo y las cuencas asociadas proporcionaron grandes volúmenes de crudo de relativamente alta calidad, lo que permitió a Venezuela convertirse en uno de los principales exportadores mundiales. Es importante destacar que estos recursos se desarrollaron en condiciones de relativa baja complejidad técnica y mayor rentabilidad. La diferencia en el crecimiento del PIB per cápita entre 1925-1960 y 1960-1974, que se observa en la Tabla 1 (4,9% frente a 2,0%), sin duda tiene varias causas, pero una de ellas fue el desincentivo a la exploración e inversión por parte de las compañías petroleras internacionales, provocado por una política sostenida de nacionalismo de los recursos, el aumento de la participación estatal y el objetivo, debatido públicamente, de una nacionalización anticipada, antes del fin contractual acordado de las concesiones en 1983.

2.2 Nacionalización y estrategia estatal (1974-1998): de la expansión al desequilibrio

Las crisis del petróleo de la década de 1970 marcaron un punto de inflexión. El drástico aumento de los ingresos petroleros después de 1973 generó oportunidades sin precedentes y, a la vez, importantes desafíos políticos. Venezuela respondió con una ambiciosa estrategia de desarrollo estatal, que culminó con la nacionalización de la industria petrolera en enero de 1976 y la creación de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA).

La nacionalización consolidó el control estatal sobre las reservas de petróleo convencional y la infraestructura de producción del país. Inicialmente, PDVSA operó con considerable autonomía técnica y continuidad gerencial, conservando muchas de las capacidades desarrolladas bajo operadores extranjeros. La producción se mantuvo muy por debajo del pico de 3,7 millones de barriles diarios alcanzado en 1970. La compañía se ganó la reputación de ser una de las petroleras estatales más eficientes del mundo (Martínez, 1989).

Sin embargo, el entorno macroeconómico general se deterioró desde 1978. El flujo de ingresos petroleros había incentivado políticas fiscales expansivas, proyectos de inversión pública a gran escala y un creciente endeudamiento externo. Cuando los precios del petróleo se debilitaron en la década de 1980, estos compromisos se volvieron insostenibles. El resultado fue un período prolongado de inestabilidad macroeconómica, caracterizado por inflación, devaluación de la moneda, caída del PIB per cápita y aumento de la deuda pública (véase Bourguignon, 1988; y Ochoa, 2008).

Los límites del modelo económico existente, dependiente del petróleo, se hicieron cada vez más evidentes (Karl, 1997). Las reservas convencionales se habían recuperado, pero los costos de producción aumentaban y el país enfrentaba una menor competitividad en los mercados globales. Al mismo tiempo, los vastos recursos de la Faja del Orinoco permanecían en gran medida sin explotar. La política petrolera, basada en el nacionalismo de los recursos, había prohibido explícitamente la participación de las compañías petroleras internacionales en la Faja del Orinoco para 1973, a pesar de la disposición de Estados Unidos a eximir a este crudo extrapesado del arancel de importación (Martínez, 1989).

En un contexto de crecientes desequilibrios macroeconómicos desde principios de la década de 1980, PDVSA lanzó la denominada «política de internacionalización», un programa estratégico de integración vertical descendente en 1982 (véase Martínez, 1989). Su objetivo principal era asegurar mercados a largo plazo para el abundante crudo pesado venezolano y crudos extrapesados ??mediante la adquisición de activos de refinación, distribución y venta minorista directamente en las principales naciones consumidoras de petróleo, principalmente Estados Unidos y Europa. Para 1981, las reservas probadas se estimaban en 19.900 millones de barriles (OPEP, 2001). Más adelante, a partir de la década de 1990, los críticos argumentaron que PDVSA utilizaba la internacionalización para reducir su carga fiscal interna mediante precios de transferencia, manteniendo una gran parte de las ganancias en filiales extranjeras en lugar de reintegrarlas a las arcas públicas (Mommer, 2001).

1 La inclusión de cláusulas de reversión no compensada en el Artículo 35 (Número 4) y el Artículo 43 de la Reforma de la Ley de Hidrocarburos (LOH) de Venezuela de enero de 2026 presenta una tensión económica fundamental si se consideran las lecciones de la historia. Si bien la reforma de 2026 introduce importantes modernizaciones pragmáticas, conserva un mecanismo clave inspirado en la Ley de Reversión de 1971: la transferencia obligatoria al Estado de todos los activos, equipos y datos adquiridos al vencimiento del contrato, sin compensación económica. Este tema se analizará con mayor detalle en la sección 6.

PDVSA inició la «Apertura Petrolera» en la década de 1990, reabriendo el sector petrolero a la inversión extranjera bajo nuevos esquemas contractuales. Este cambio de política buscaba principalmente atraer capital y tecnología para el desarrollo de recursos de crudo extrapesado, así como para la recuperación de yacimientos maduros. Grandes compañías petroleras internacionales formaron empresas conjuntas con PDVSA para desarrollar instalaciones de mejoramiento y proyectos de producción en la Faja del Orinoco. Para el año 2000, las reservas probadas habían aumentado significativamente hasta alcanzar los 76.900 millones de barriles (OPEP, 2001).

La ??Apertura representó un reconocimiento estratégico de la realidad geológica de Venezuela: el crecimiento futuro de la producción dependía de la explotación exitosa del crudo extrapesado. En 1998, la producción alcanzó los 3,3 millones de barriles diarios (Baptista, 2011), uno de los niveles más altos en la historia del país. Sin embargo, los desequilibrios políticos, económicos e institucionales subyacentes permanecieron sin resolverse, preparando el escenario para el siguiente período. La Tabla 1 muestra un marcado deterioro en términos de crecimiento económico, con una disminución del PIB promedio per cápita y una inflación anual promedio mucho más elevada durante el período 1974-1998, acompañado de un crecimiento anual promedio modesto de la producción petrolera, cercano al 0,5%.

2.3       La era chavista (1999–2025): nacionalismo de recursos y declive estructural

La elección de Hugo Chávez en 1998 marcó el inicio de una profunda transformación de la economía política de Venezuela. El nuevo gobierno adoptó un modelo económico basado en el nacionalismo de recursos y la redistribución dirigida por el Estado; reafirmó el control sobre el sector petrolero y reorientó los ingresos hacia programas sociales mediante una expansión fiscal masiva —y, a la larga, insostenible—, acompañada de controles generalizados de precios y de cambio de divisas.

Un punto de inflexión clave fue la reestructuración de la industria petrolera a mediados de la década de 2000. Se exigió a los socios extranjeros en la Faja del Orinoco que transformaran sus proyectos en empresas mixtas con PDVSA como accionista mayoritario, y varias compañías abandonaron el país tras las expropiaciones. Este cambio redujo la inversión extranjera y socavó la capacidad tecnológica y gerencial del sector. A pesar del deterioro del clima empresarial, continuó la explotación de recursos de crudo extrapesado junto a los socios extranjeros —iniciada en la década de 1990—, aunque comenzó a mostrar una tendencia a la baja a partir de la década de 2010. Para el año 2010, las reservas probadas se situaban en 296.500 millones de barriles (OPEP, 2010-11).

Paralelamente, la propia PDVSA experimentó cambios institucionales significativos. Tras la huelga petrolera de 2002–2003, se despidió a una gran parte de la plantilla profesional y técnica de la empresa, lo que provocó una pérdida considerable de conocimientos especializados. Los ingresos petroleros se destinaron cada vez más a fines fiscales y cuasifiscales, reduciéndose así la reinversión en mantenimiento y capacidad de producción.

A pesar de estas limitaciones, el desarrollo de la Faja del Orinoco prosiguió bajo el esquema de las nuevas empresas mixtas; para el periodo 2014–2015, la producción de crudo extrapesado —ya fuera mejorado o diluido— alcanzó aproximadamente 1,2 millones de barriles diarios (b/d), lo que representaba cerca de la mitad de la producción total. Este hito puso de relieve tanto el potencial como las limitaciones de la base de recursos de Venezuela: era posible producir grandes volúmenes, pero solo bajo condiciones que requerían una inversión de capital sustancial, una gran complejidad operativa y acceso a los mercados internacionales.

Sin embargo, a partir de 2015, el sector entró en una fase de fuerte contracción. Una combinación de factores —entre ellos la mala gestión, la disminución de la inversión, el deterioro de la infraestructura, la escasez de diluyentes y las sanciones internacionales vigentes desde 2018— provocó un colapso de la producción, la cual cayó muy por debajo del millón de barriles diarios hacia finales de la década de 2010. Aunque la producción mostró cierta recuperación a partir de principios de la década de 2020, se mantuvo muy por debajo de los niveles históricos.

Como se observa en la Tabla 1, el desempeño económico mejoró entre 1998 y 2012, beneficiándose de precios del petróleo más altos y de una expansión fiscal aún mayor, con déficits financiados mediante deuda y financiación monetaria. El periodo 2012-2018 revela el impacto desastroso de los desequilibrios fiscales y económicos acumulados, así como la expropiación de cientos de empresas venezolanas y extranjeras desde mediados de la década de 2000, situación agravada por la caída de los precios internacionales del petróleo a partir de 2014. PDVSA cayó en una grave crisis de liquidez, impulsada por prioridades ideológicas y políticas.

La publicación de cuentas nacionales, datos demográficos e indicadores sociales se suspendió gradualmente después de 2019, replicando el cambio institucional previo en la presentación de informes del sector energético tras 2003. Se han realizado estimaciones generales para completar las series estadísticas. Según las fuentes de datos del FMI (Fondo Monetario Internacional, 2026) para las estimaciones de la tasa media anual compuesta, el crecimiento del PIB real para el periodo 2018-2025 fue del -8,5 %, y la tasa de inflación media anual, calculada de manera similar, es del 2635 %. En resumen, un desastre económico de proporciones históricas.

Los desafíos para desarrollar la base de recursos se volvieron cada vez más limitantes en estas circunstancias. El predominio del petróleo extrapesado implicaba que la producción requería aportes continuos de capital, tecnología y materiales de mezcla; insumos que se vieron cada vez más restringidos por el entorno económico e institucional general durante este periodo. Por otro lado, las reservas de crudo convencional ligero y mediano —esenciales para la mezcla y el refinado— se redujeron o quedaron subdesarrolladas debido a la insuficiente exploración e inversión.

2.4       Lecciones clave

El registro histórico sugiere que el desempeño petrolero de Venezuela ha estado determinado no solo por el tamaño y la calidad de su base de recursos, sino también por el marco institucional que regula la inversión, la participación estatal y la asignación de los ingresos petroleros. Los periodos de producción y desempeño económico relativamente sólidos estuvieron asociados al acceso a capital y tecnología externos, a incentivos comerciales creíbles y a una empresa petrolera nacional competente. Por el contrario, las políticas cada vez más intervencionistas, la disminución de los incentivos a la inversión y el debilitamiento de la capacidad técnica y financiera de PDVSA contribuyeron al deterioro de la producción y de la infraestructura general del sector petrolero.

La experiencia de la Ley de Reversión de 1971 resulta particularmente relevante para la recuperación que se contempla actualmente. Al generar la expectativa de que los activos desarrollados por el sector privado revertirían finalmente al Estado sin compensación, el marco normativo acortó los horizontes de planificación efectiva de los inversores y debilitó los incentivos para inversiones de larga duración.

Por consiguiente, surgen tres lecciones para la recuperación posterior a 2025. En primer lugar, la dotación de recursos de Venezuela solo puede sustentar una producción significativa si se restablecen la inversión, la tecnología y la capacidad operativa. En segundo lugar, el modelo de desarrollo debe reflejar las características técnicas de la base de recursos, en particular el predominio de crudo extrapesado en la Faja del Orinoco. En tercer lugar, el marco jurídico y fiscal debe ofrecer suficiente previsibilidad para respaldar inversiones cuya vida económica se extienda mucho más allá de la fase inicial de producción. Estas lecciones sirven de base para evaluar la situación de Venezuela en 2026.

3.         El sector de hidrocarburos venezolano en 2026

3.1       Fundamentos geológicos: abundancia con limitaciones

Para 2025, Venezuela poseía las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, estimadas en más de 303.000 millones de barriles, lo que representa alrededor del 19,2 % del total mundial. Oriente Medio concentra el 55,5 % de las reservas mundiales (OPEP, julio de 2026). Esta dotación se concentra mayoritariamente en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), una vasta formación geológica que abarca el centro y el este de Venezuela y cubre una superficie de 53.392 km². La Faja del Orinoco por sí sola contiene del orden de 261.000 millones de barriles de crudo extrapesado recuperable según las clasificaciones actuales (véase la Tabla 2), si bien el total de recursos técnicamente recuperables podría ser muy superior.

Fuente: V. Gomez, Gerente de Planificación Corporativa de PDVSA (comunicación personal, 17 de julio de 2026). PDVSA (2026), presentación sobre reservas probadas de petróleo y gas. Documento no publicado. Las clasificaciones de crudo siguen los estándares venezolanos habituales de gravedad API.

Sin embargo, la naturaleza cualitativa de esta base de recursos es tan importante como su magnitud. A diferencia de los crudos ligeros y medianos que impulsaron el auge petrolero inicial de Venezuela, la mayor parte de las reservas del país está constituida por crudo pesado y extrapesado: hidrocarburos altamente viscosos y ricos en azufre que resultan relativamente más difíciles de extraer, transportar y refinar.

Source: V. Gomez, Corporate Planning Manager at PDVSA (personal communication, July 17, 2026). Slide Deck on Reservas probadas de petróleo y gas (proven oil and gas reserves). Figures are expressed in Trillion Cubic Feet (Tcf). Note: Approximately 87.8% of Venezuela’s total proved natural gas reserves are associated with crude oil production.

Natural gas represents a similarly significant but comparatively underdeveloped resource. PDVSA estimates Venezuela’s proved natural gas reserves at 193.39 trillion cubic feet (Tcf), with approximately 87.8% associated with crude oil production (Table 3). This provides an important potential source of …energía para el consumo interno, operaciones en yacimientos y el desarrollo futuro de exportaciones, aunque se requerirán inversiones significativas y la rehabilitación de infraestructura para transformar este recurso en producción comercial.

Por consiguiente, una de las características definitorias del sector de hidrocarburos de Venezuela es la extraordinaria divergencia entre el potencial geológico y la producción real. A lo largo de 2025, la producción de crudo se mantuvo por debajo del millón de barriles diarios (b/d), un nivel que habría parecido inconcebible 25 años atrás, cuando Venezuela producía habitualmente cerca de 3 millones de b/d y figuraba entre los mayores exportadores del mundo. Actualmente, Venezuela controla solo una cuota marginal del suministro mundial de crudo. Entre 2018 y 2025, la producción venezolana de crudo sufrió un fuerte descenso, impulsado por una grave falta de inversión, una gestión institucional deficiente y las sanciones internacionales (véase la Tabla 4). Las estimaciones de fuentes secundarias —ampliamente consideradas como la métrica más independiente y fiable— documentan un desplome hasta los 512.000 b/d en 2020, seguido de una recuperación gradual que alcanzó un promedio anual de 937.000 b/d en 2025.

Esta disparidad tiene causas institucionales, financieras y operativas. La base de recursos del país sigue siendo muy significativa, especialmente en la Faja Petrolífera del Orinoco, mientras que la capacidad productiva se ha visto limitada por años de falta de inversión, mala gestión, deterioro de los servicios petroleros, escasez de diluyentes, degradación de la infraestructura (incluido el suministro eléctrico), sanciones y el colapso general del entorno de inversión.

3.2       Producción petrolera: recuperación y evolución de los planes en 2026

La producción petrolera se aceleró considerablemente entre finales de 2025 y mediados de 2026: la producción trimestral promedio aumentó un 12,3%, pasando de 943.000 b/d en el cuarto trimestre de 2025 a 1,059 millones de b/d en el segundo trimestre de 2026. Según fuentes secundarias del Informe Mensual del Mercado Petrolero de la OPEP (julio de 2026), la producción de crudo de Venezuela alcanzó los 1,07 millones de barriles diarios (b/d) en junio de 2026. Esta cifra representó aproximadamente el 4,0 % de la producción total de crudo de la OPEP (26,85 millones de b/d) y el 1,0 % del suministro mundial de petróleo (104,5 millones de b/d).

Esta dinámica refleja un cambio importante. Mientras que el cuarto trimestre de 2025 estuvo limitado por el estancamiento político, el deterioro de la infraestructura y las restricciones a la exportación, el segundo trimestre de 2026 reflejó el impacto operativo inicial de la transición política posterior a enero de 2026. La promulgación de la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de enero de 2026 y la actualización de los marcos de licenciamiento impulsaron el regreso gradual de los operadores extranjeros de empresas mixtas, aportando el capital y la logística necesarios para aumentar la producción en los yacimientos.

Sobre la base de este cambio estructural, los operadores principales están avanzando en planes de expansión paralelamente a marcos acelerados de recuperación de deuda. Chevron, que aumentó su producción en tres empresas mixtas un 15 % durante el primer semestre de 2026 —alcanzando un promedio de 280.000 b/d en julio—, prevé incrementar su producción hasta un 50 % para el año 2028 (Cunningham, 2026). Los elevados precios mundiales del petróleo, impulsados ??por las interrupciones en el suministro de Oriente Medio, han permitido a Chevron amortizar rápidamente las deudas pendientes de PDVSA, estimándose la recuperación total de la deuda para principios de 2027. Según Buitrago (18 de junio de 2026), la compañía española Repsol, que actualmente produce unos 45.000 b/d, está negociando un mayor acceso a áreas de alto potencial, con el objetivo de aumentar la producción un 50 % en los próximos 12 meses y triplicarla en un plazo de tres años. El memorando de entendimiento de Repsol incorpora el yacimiento de Horcón a sus intereses existentes en Barúa, Motatán, Petroquiriquire (incluyendo La Ceiba y Tomoporo) y Petrocarabobo, complementando así sus importantes operaciones de gas natural costa afuera en Cardón IV (Perla).

No obstante, el ritmo de recuperación de la producción se enfrenta a desafíos importantes y requerirá el regreso de los principales proveedores de servicios petroleros. Si bien los productores han ampliado las negociaciones tras las reformas legislativas posteriores a la era de Maduro, los cuellos de botella operativos —que incluyen graves limitaciones en la infraestructura eléctrica, el deterioro de las instalaciones de superficie y retrasos logísticos— siguen obstaculizando el rápido desarrollo de los yacimientos. En un hito judicial decisivo, el Tribunal Supremo de Justicia (TSJ) de Venezuela dictaminó en agosto de 2026 la restitución de activos incautados y despejó la vía legal para que la filial local de Halliburton reanudara sus operaciones tras una interrupción de cinco años (Newsbase, 4 de agosto de 2026). Esta decisión apunta a una apertura más amplia para que empresas de servicios petroleros, como Halliburton y Schlumberger, vuelvan a desplegar equipos especializados, torres de perforación y servicios de reacondicionamiento de pozos (*workover*). Aunque el cumplimiento de las normas de la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) y la coordinación regulatoria siguen siendo requisitos previos, la movilización de capacidad de servicios avanzada resulta vital para sostener la trayectoria de producción de Venezuela a mediano plazo.

Fuente: Los datos correspondientes a 2024 y 2025 se han extraído directamente de las tablas 5-8 (Comunicación directa) y 5-7 (Fuentes secundarias) del informe de la OPEP de julio de 2026. Las cifras del periodo 2018-2023 reflejan los promedios anuales históricos publicados en ediciones anteriores del informe mensual del mercado petrolero (MOMR) de la OPEP.

Asimismo, abrir oportunidades para las pequeñas y medianas empresas energéticas resulta fundamental para acelerar la recuperación. Mientras que las grandes compañías petroleras internacionales (IOC) concentran su capital en proyectos de gran envergadura de gas natural *offshore* y en el desarrollo de crudo pesado de la Faja del Orinoco, las empresas independientes de menor tamaño y los proveedores especializados de servicios petroleros están bien posicionados para ejecutar —de manera ágil y con baja inversión de capital (CAPEX)— trabajos de reacondicionamiento en cientos de pozos convencionales inactivos o de bajo rendimiento situados en cuencas maduras (Newsbase, 4 de agosto de 2026). Las empresas de servicios de tamaño mediano y con mayor flexibilidad operativa pueden desplegar tecnologías específicas y capital de rápida ejecución de manera eficiente, contribuyendo así a superar problemas como el deterioro de las instalaciones de superficie, la inestabilidad del suministro eléctrico y los retrasos logísticos. Por consiguiente, integrar a estas empresas en el marco de la reforma es vital para diversificar el ecosistema de exploración y producción (*upstream*) e impulsar una recuperación del suministro más rápida y de mayor alcance. En la Sección 5 se analizan con mayor detalle los desafíos operativos que conlleva aumentar de forma sostenida la producción de crudo extrapesado.

3.3       Cambio en la dinámica del comercio de petróleo

La dinámica del comercio de petróleo también ha experimentado cambios significativos. En diciembre de 2025, las exportaciones de crudo de Venezuela se desplomaron a aproximadamente 498.000 barriles diarios (b/d) tras un estricto bloqueo naval y embargo por parte de Estados Unidos; esto obligó a PDVSA a limitar la producción, ya que tanto el almacenamiento flotante como el terrestre se vieron saturados con más de 40 millones de barriles de crudo y combustibles refinados sin vender. Tras la transición política y la consiguiente flexibilización de las restricciones a la exportación en enero de 2026, Washington otorgó licencias a importantes empresas comercializadoras —entre ellas Vitol, Trafigura y Novum Energy— y a socios de empresas mixtas, como Chevron, para dar salida a estos inventarios acumulados (Parraga, 2 de febrero de 2026).

En consecuencia, las exportaciones mensuales de crudo repuntaron con fuerza hasta alcanzar los 800.000 b/d en enero de 2026 y llegaron a un máximo de 1,24 millones de b/d en mayo de 2026, superando sistemáticamente la producción mensual estimada por las fuentes secundarias de la OPEP, que promedió 910.000 b/d en el primer trimestre de 2026 y 1,059 millones de b/d en el segundo trimestre. A medida que se normalizaba la reducción de inventarios, las exportaciones se moderaron ligeramente, situándose en 1,2 millones de b/d en junio y 1,16 millones de b/d en julio. Según Reuters (Buitrago y Parraga, 3 de agosto de 2026), los destinos de exportación variaron sustancialmente a lo largo de este periodo: si bien los envíos de principios de 2026 se distribuían ampliamente entre Estados Unidos, Europa e India, las exportaciones a Estados Unidos crecieron de forma constante, pasando de 284.000 b/d en enero a un máximo plurianual de 786.000 b/d en julio. Por el contrario, los envíos de julio a destinos secundarios se contrajeron: las exportaciones a la India cayeron a 178.000 barriles diarios (frente a los 277.000 de junio) y los cargamentos a refinerías europeas descendieron a 82.200 barriles diarios (frente a los 99.000 de junio), a medida que una proporción creciente de crudo pesado era absorbida directamente por las refinerías de la costa del Golfo de EE. UU.

3.4       Desarrollo del sector gasífero

Venezuela no ha avanzado significativamente en el desarrollo de sus importantísimas reservas de gas natural (véase la Tabla 3), a pesar de contar con planes redactados desde hace más de treinta años. PDVSA (2026) estima que dichas reservas son las novenas más grandes del mundo. No existen planes inmediatos que contemplen grandes proyectos de GNL; sin embargo, la estrategia más sólida consiste en el desarrollo gradual de la infraestructura gasífera, de modo que cada etapa financie y viabilice técnicamente la siguiente. Esta secuencia permitiría también minimizar el riesgo de inversión y, al mismo tiempo, aumentar progresivamente la credibilidad institucional de Venezuela. Actualmente, cuatro compañías petroleras internacionales (IOC, por sus siglas en inglés) están impulsando diversos proyectos de gas que han cobrado viabilidad gracias al nuevo clima empresarial de 2026, los cuales se analizarán más adelante.

3.5. Un sector en transición

En conjunto, estos acontecimientos configuran un sector en transición. Venezuela inicia el segundo semestre de 2026 con una importante dotación de recursos, una base de producción en recuperación pero aún con graves limitaciones, y un entorno de comercio de petróleo que se está reabriendo gradualmente a la participación internacional. Es probable que la recuperación inicial esté impulsada por la rehabilitación de yacimientos existentes, la reactivación de la actividad de empresas conjuntas y el retorno de los servicios especializados para yacimientos petrolíferos, mientras que la electricidad, la infraestructura de superficie, la disponibilidad de diluyentes y la capacidad institucional determinarán el ritmo de expansión de la producción. Sin embargo, el predominio del crudo pesado y extrapesado implica que la importancia de la base de recursos de Venezuela trasciende la recuperación de la producción a corto plazo. La siguiente pregunta es, por lo tanto, cómo se ajustan estos recursos a la capacidad de refinación global y a las exigencias del mercado energético, y qué nivel de producción sostenida puede soportar de forma realista la base de reservas de Venezuela.

4. Potencial para el suministro estratégico de mezclas de crudo pesado en un mercado global fragmentado

4.1 Aumento del valor estratégico de la base de recursos

La asimetría resultante entre las extraordinarias reservas de Venezuela y su producción históricamente baja se ha interpretado a menudo como evidencia de que las reservas por sí solas son insuficientes para generar producción. Si bien esta observación es válida, también implica que Venezuela posee una de las mayores fuentes potenciales de crecimiento de la producción futura disponibles para los mercados internacionales si se logran reducir las limitaciones institucionales, de infraestructura y operativas, incluidas las sanciones internacionales. En este sentido, las reservas del país representan menos una fuente de suministro actual que una opción estratégica para el suministro futuro.

La relevancia de esta opción aumentó significativamente durante el primer semestre de 2026. La guerra en Oriente Medio y la consiguiente interrupción de los flujos energéticos regionales han alterado las percepciones del mercado global con respecto a la seguridad del suministro. Los enfrentamientos militares que involucran a Irán y la incertidumbre en torno al tráfico a través del Estrecho de Ormuz han desviado volúmenes sustanciales de crudo y GNL de las rutas comerciales habituales, al tiempo que han incrementado las primas de riesgo en todo el sistema energético. Los precios del petróleo han subido, y los analistas han revisado al alza repetidamente sus previsiones sobre el precio medio del crudo, a medida que los mercados se ajustan a un posible período prolongado de restricciones a las exportaciones de Oriente Medio. Este entorno no garantiza por sí solo un mercado para la producción venezolana. Más bien, aumenta el valor estratégico de una base de recursos capaz de suministrar barriles adicionales fuera de los principales centros de producción de Oriente Medio.

Estos acontecimientos han reforzado una realidad fundamental que precede a la crisis actual: no todos los barriles son intercambiables. Gran parte de la expansión de la producción mundial de petróleo en la última década ha provenido de flujos de crudo ligero, en particular de las formaciones de esquisto estadounidenses. Mientras tanto, la oferta de crudo pesado y semipesado se ha reducido progresivamente debido a la disminución de la producción en México, las sanciones que afectan a Rusia y otros productores, y la falta de inversión en varias cuencas maduras.

Al mismo tiempo, una parte significativa del sistema de refinación más sofisticado del mundo, especialmente a lo largo de la costa del Golfo de Estados Unidos, así como en India y China, fue diseñado específicamente para procesar crudo pesado y ácido. Estas instalaciones dependen del acceso a crudo pesado para maximizar las tasas de utilización y los márgenes de refinación. En consecuencia, incluso en un mundo donde el crecimiento de la demanda general de petróleo se está desacelerando, la demanda de suministros confiables de crudo pesado exportable sigue siendo considerable.

Esta distinción es importante para Venezuela. La oportunidad del país no depende simplemente de producir más petróleo, sino de abastecer una categoría de crudo para la cual ya existe una capacidad de refinación especializada sustancial. Por lo tanto, las características de los recursos de Venezuela proporcionan una ventaja comparativa potencial en un mercado donde los suministros confiables de crudo pesado se han vuelto cada vez más valiosos.

4.2 Reajustes del clima de inversión en 2026 y recuperación de la producción

Durante la última década, las limitaciones de producción a menudo se interpretaron como evidencia de que los recursos del Orinoco eran intrínsecamente antieconómicos. Una interpretación más precisa es que el sector perdió el acceso a los insumos complementarios necesarios para transformar el crudo extrapesado en barriles exportables. La producción de la Faja del Orinoco depende de un suministro continuo de diluyentes, servicios de campo, sistemas de recolección, instalaciones de mezcla, infraestructura de almacenamiento y logística de exportación. A medida que estos sistemas se deterioraron debido a la mala gestión y al creciente número de sanciones impuestas directamente a PDVSA desde 2018, la producción disminuyó en consecuencia.

Las recientes reformas legales y fiscales, introducidas durante el proceso de cambios acelerados iniciado a principios de 2026, se han orientado precisamente a abordar estas limitaciones (analizadas con mayor detalle en la sección 6). Si bien la sostenibilidad a largo plazo de dichas reformas podría considerarse incierta, el marco emergente busca —en esta etapa— aumentar la participación extranjera, mejorar la seguridad jurídica contractual, ampliar el control operativo privado y atraer inversiones en toda la cadena de valor (actividades de *upstream*, *midstream* y *downstream*). Estas medidas han contado con el respaldo de los principales miembros del Gobierno Interino desde hace años, dejando de lado a las facciones de extrema izquierda que anteriormente apoyaban con firmeza la renovada ola de nacionalismo de recursos impulsada por Hugo Chávez. Por su parte, los partidos de la oposición, más allá de sus diferencias internas, han mostrado un entusiasmo aún mayor por apoyar políticas favorables a la actividad empresarial y cambios institucionales. A pesar de más de dos décadas de aguda polarización política, en 2026 comenzó a surgir un consenso —previamente improbable— en todo el espectro político (entre las autoridades del Gobierno Interino y la dirigencia opositora) sobre la necesidad de una reforma fundamental de la política de hidrocarburos.

Para los inversores internacionales, el atractivo de este marco regulatorio modernizado aumentará considerablemente si la transición política en curso se consolida con la rapidez suficiente para institucionalizar las reformas orientadas al mercado y restablecer un marco democrático funcional. Dicha estabilización es esencial para incentivar el retorno del talento técnico y ejecutivo venezolano, reforzando así la recuperación macroeconómica general y proporcionando el capital humano operativo necesario para alcanzar las metas de incremento en la producción de crudo extrapesado.

En un escenario base alineado con la transición política en curso (2026–2028), se proyecta que la producción aumente un 30%, alcanzando los 1,416 millones de barriles diarios (b/d) para el cuarto trimestre de 2028, impulsada principalmente por empresas mixtas internacionales que ampliarán sus operaciones en yacimientos existentes (*brownfield*). Durante este horizonte de previsión, se estima que las mezclas de crudo extrapesado provenientes de la Faja del Orinoco representarán más del 70% de la producción total. En un escenario optimista —condicionado a la estabilización del suministro eléctrico a los campos petroleros y a la firma oportuna de contratos de servicios con operadores cualificados para rehabilitar yacimientos convencionales maduros—, la producción podría crecer un 40% respecto a los niveles del segundo trimestre de 2026, llegando a 1,525 millones de b/d para el cuarto trimestre de 2028. 4.3    Importancia estratégica y el referente de producción a largo plazo de 3,3 millones de b/d

A largo plazo, resulta técnicamente concebible —aunque no inevitable— una recuperación hacia niveles de producción cercanos a los de finales de la década de 1990: 3,3 millones de barriles diarios (b/d). Esta cifra debe considerarse un referente de largo plazo para el potencial de producción, no una previsión. Desde mediados de la década de 1990, y tras haber alcanzado los 3,3 millones de b/d en 1998, PDVSA anunció periódicamente planes ambiciosos para elevar la producción petrolera por encima de los 5 millones de b/d a medida que aumentaban las reservas probadas (Baptista, 2011). Bajo la gestión de Chávez, PDVSA anunció en 2010 planes para incrementar la producción petrolera total a 4,8 millones de b/d para el año 2016 (PDVSA, 2010).

La consecución de tal objetivo dependería de una estabilidad política sostenida, condiciones fiscales competitivas, una inversión extranjera sustancial, un suministro eléctrico fiable, la restauración de la capacidad de servicios y la rehabilitación de infraestructuras a gran escala. Una vía creíble diferiría sustancialmente de la estructura de la industria venezolana existente antes de la era Chávez: en lugar de priorizar proyectos de modernización a gran escala y un amplio control estatal, el desarrollo futuro probablemente se centraría en una producción de menor coste en las zonas más productivas de la Faja del Orinoco, el uso extensivo de dilución en campo y mezclas de exportación estandarizadas y optimizadas para la demanda de las refinerías internacionales. Dicho modelo requeriría la recuperación simultánea de la producción de crudos convencionales ligeros y medianos —particularmente en el norte de Monagas y otras cuencas maduras—, dado que estos flujos aportan gran parte del diluyente necesario para transformar el crudo extrapesado en mezclas aptas para la exportación.

Partiendo de una necesidad media de diluyente de aproximadamente el 35 %, la recuperación de la producción nacional de crudos ligeros y medianos se convertiría en una prioridad estratégica. Las importaciones de crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) o de crudos ligeros similares podrían seguir complementando el suministro interno, posiblemente en un rango de entre 150.000 y 250.000 barriles diarios. No obstante, la viabilidad económica a largo plazo de la cadena de valor de exploración y producción depende, en última instancia, de rehabilitar la producción nacional de crudos convencionales ligeros y medianos, en lugar de mantener una dependencia estructural del suministro de diluyentes extranjeros. Paralelamente, sería necesario destinar unos 500.000 barriles diarios de crudos ligeros, medianos y pesados ??—incluido el crudo Boscán— a la exportación o al refinado interno para satisfacer la demanda nacional de gasolina, diésel, combustible para aviación y materias primas petroquímicas. La red de refinado nacional de Venezuela consta de seis complejos con una capacidad nominal conjunta de aproximadamente 1,3 millones de barriles diarios, si bien el nivel de utilización se mantiene muy por debajo de esa cifra.

En resumen, aspirar a recuperar a largo plazo los niveles históricos de producción de 1998 —situados en 3,3 millones de barriles diarios—, impulsados ??principalmente por mezclas de crudo extrapesado del Orinoco, constituye un objetivo técnicamente viable en un horizonte temporal de 10 a 12 años. Esto debe entenderse principalmente como un punto de referencia a largo plazo técnicamente plausible, más que como un pronóstico; en última instancia, dependerá de la convergencia de tres factores que rara vez coinciden: una base de recursos de clase mundial, un mercado de suministro de crudo pesado cada vez más restringido y un entorno geopolítico que ha revalorizado las fuentes de energía seguras situadas fuera de los principales centros de suministro de Oriente Medio. El país aún está lejos de aprovechar esta oportunidad. Persisten los riesgos políticos en medio de la transición en curso, es necesario reconstruir la credibilidad institucional y las necesidades de capital para la producción futura son considerables. Estos aspectos se analizan en las secciones 5 y 6.

5.         Evaluación de una estrategia viable para la producción de crudo extrapesado

En el sector de hidrocarburos de Venezuela destacan tres características estructurales. En primer lugar, la transición del petróleo convencional al extrapesado supone un cambio fundamental en los requisitos tecnológicos y económicos del sector. Si bien las primeras etapas de desarrollo se beneficiaron de una extracción relativamente sencilla y de crudos de mayor calidad, el futuro del petróleo venezolano depende de procesos que requieren una mayor intensidad de capital.

En segundo lugar, la sostenibilidad de la producción petrolera está estrechamente ligada a la gestión de recursos complementarios, en particular crudos ligeros y condensados ??para la dilución, así como crudos medios y pesados ??para el refinado interno. La caída de la producción y la falta de inversión en estos recursos han generado cuellos de botella que limitan la expansión de la producción de crudo extrapesado.

En tercer lugar, la calidad institucional y la capacidad gubernamental desempeñan un papel clave a la hora de gestionar los efectos de la abundancia de recursos. El marcado contraste en el desempeño económico y del sector petrolero entre 1925 y 2018 (Tabla 1) pone de manifiesto la importancia crucial de una gestión económica disciplinada (Ochoa, 2008). Los periodos posteriores de inestabilidad y declive subrayan la importancia de la gobernanza, la coherencia de las políticas y la existencia de marcos de inversión creíbles.

Por tanto, el posible cambio de rumbo de Venezuela durante la transición iniciada a principios de 2026 dependerá de su capacidad para armonizar estas dimensiones: aprovechar su base de recursos y, al mismo tiempo, reconstruir la infraestructura, la capacidad técnica y el marco institucional necesarios para una nueva etapa de desarrollo petrolero sostenible.

5.1       La heterogeneidad geológica de la Faja del Orinoco y una estrategia de desarrollo por etapas

La recuperación de la industria petrolera de Venezuela exige mucho más que simplemente restablecer la producción perdida durante la última década. Requiere reconstruir un sistema integrado de exploración y producción (*upstream*) tras más de veinte años de inversión decreciente, deterioro de la infraestructura, erosión institucional y acceso restringido a tecnología y capital internacionales. Este desafío resulta especialmente evidente en la Faja Petrolífera del Orinoco, donde su enorme dotación geológica contrasta marcadamente con su limitada capacidad productiva. Si bien el deterioro de instalaciones estratégicas —incluidos el Complejo Industrial José, los sistemas de recolección, la infraestructura de mezcla, la capacidad de almacenamiento y las terminales de exportación— ha reducido considerablemente la flexibilidad operativa, el obstáculo principal no radica en el volumen del recurso en sí, sino en determinar una secuencia de desarrollo que sea técnica y financieramente viable. Aunque no se dispone de cifras oficiales de producción para los grados de crudo extrapesado de la Faja del Orinoco, los analistas del sector estiman extraoficialmente que representan el 60 % de la producción total.

El desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco plantea diversos desafíos. Para que estos crudos sean comercializables, requieren procesos de dilución (mezcla con crudos más ligeros) o de mejoramiento (mediante procesos de refinación complejos y costosos). En consecuencia, la riqueza petrolera de Venezuela en el siglo actual está condicionada estructuralmente: su valor económico depende en gran medida de la capacidad tecnológica, la inversión de capital, el acceso a diluyentes y la integración con los sistemas mundiales de refinación.

Esta dualidad geológica —recursos abundantes pero técnicamente complejos— tiene el potencial de definir toda la trayectoria de la economía petrolera venezolana. Históricamente, el desarrollo se centró inicialmente en yacimientos de crudos convencionales ligeros y medianos, especialmente en la cuenca del lago de Maracaibo y en el oriente del país. Estos recursos, de extracción y refinación más sencillas, sustentaron la rápida expansión de la producción y las exportaciones entre las décadas de 1920 y 1960, tal como se analiza en la sección 2. Por el contrario, la Faja del Orinoco —conocida desde al menos la década de 1930— permaneció prácticamente sin desarrollar hasta que los avances tecnológicos de finales del siglo XX y un enfoque político más pragmático hicieron viable su explotación. Con el chavismo resurgieron el nacionalismo de los recursos y el desarrollo económico dirigido por el Estado. El declive resultante fue aún más pronunciado que el observado durante el periodo de expansión estatal comprendido entre 1974 y 1998. Una implicación crucial de la cambiante naturaleza cualitativa relativa de los recursos disponibles es que el sistema petrolero de Venezuela depende de la complementariedad entre distintos tipos de recursos. Los crudos ligeros y medios, cuyos yacimientos se encuentran ya en gran medida maduros, siguen siendo esenciales como diluyentes para la producción de crudo extrapesado. El agotamiento de estas reservas convencionales —debido a una exploración limitada durante los últimos 25 años y a la reducción de la inversión en recuperación secundaria y terciaria— ha impuesto restricciones a la escalabilidad de la producción de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) antes de 2026. No obstante, aunque los recursos convencionales de Venezuela se han reducido tras más de un siglo de explotación, las reservas probadas siguen siendo significativas, estimándose en más de 42.000 millones de barriles (véase la Tabla 2).

Un error común consiste en considerar los aproximadamente 262.000 millones de barriles de reservas probadas de crudo extrapesado de la Faja del Orinoco como un recurso relativamente homogéneo que requiere un modelo de desarrollo único. En realidad, tanto las características del yacimiento como las propiedades de los fluidos varían sustancialmente entre los bloques Carabobo, Junín, Ayacucho y Boyacá. La viscosidad, permeabilidad, presión, porosidad y calidad del crudo del yacimiento difieren lo suficiente como para que una estrategia de explotación uniforme derivara, casi con toda seguridad, en necesidades de capital excesivas y en un riesgo comercial inaceptable.

5.2       El marco de recursos clasificados por niveles de viscosidad: fase 1

Gómez y García (2023) presentan un análisis valioso y poco frecuente sobre la Faja del Orinoco, basado en un estudio inédito. Sus estimaciones indican que aproximadamente 71.000 millones de barriles presentan viscosidades *in situ* inferiores a 3.000 centipoise (cP), lo que los hace viables para la producción comercial en frío bajo las prácticas tecnológicas actuales y las condiciones fiscales revisadas para crudos extrapesados ??y campos maduros (analizadas en la Sección 6). Otros 147.000 millones de barriles requieren métodos de recuperación híbrida (frío-térmica) progresivamente más avanzados, acompañados de marcos fiscales competitivos; por su parte, los 44.000 millones de barriles restantes —recursos de viscosidad ultraelevada— exigen métodos térmicos intensivos de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) combinados con una capacidad sustancial de mejoramiento del crudo. Cabe destacar que las reformas fiscales y regulatorias integrales promulgadas durante la primera mitad de 2026 han establecido condiciones considerablemente más favorables que las hipótesis base modeladas por Gómez y García (2023).

Esta heterogeneidad geológica sugiere que la recuperación de Venezuela debe abordarse como una estrategia industrial por etapas. En lugar de intentar desarrollar simultáneamente toda la base de recursos del Orinoco, la primera fase lógica para proyectos nuevos (*greenfield*) se centraría en los yacimientos de menor viscosidad capaces de sostener una producción en frío comercialmente viable. Este enfoque reduce sustancialmente los requisitos de capital inicial, acorta los plazos de desarrollo, mejora la bancabilidad del proyecto y genera el flujo de caja necesario para financiar desarrollos progresivamente más sofisticados en fases posteriores. En efecto, la primera generación de proyectos financiaría parte de la segunda, al tiempo que reconstruiría las capacidades técnicas en todo el sector petrolero nacional.

Para Venezuela, dicha secuencia resulta aún más convincente dadas las condiciones macroeconómicas, políticas e institucionales actuales del país. La reconstrucción simultánea de la infraestructura, la restauración de la confianza de los inversores, la reforma del marco jurídico, la estabilización de la economía, la ejecución de una transición política gradual hacia la democracia y la reconstrucción tras dos terremotos devastadores en junio de 2026 compiten por unos recursos financieros escasos. Los operadores privados no pueden intentar financiar múltiples proyectos de gran escala de recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica antes de que estas condiciones generales se estabilicen. Tal situación expondría a los inversores a elevados riesgos ajenos a la operación (*above-ground risks*).

Por el contrario, aunque es posible diseñar una cartera amplia —siguiendo las recomendaciones de Gómez y García (2023)—, centrarse inicialmente en los aproximadamente 71.000 millones de barriles comercialmente accesibles mediante producción en frío ofrece una vía técnicamente conservadora y económicamente creíble, capaz de atraer capital internacional incluso en un entorno de precios del petróleo relativamente moderados.

La estrategia de comercialización durante esta fase inicial debería asimismo priorizar la simplicidad operativa y la eficiencia del capital. En lugar de apostar por grandes complejos de mejoramiento que requieren inversiones multimillonarias —una estrategia que parece poco probable—, resultan especialmente atractivos dos enfoques complementarios. El primero es la dilución en campo, mediante la cual el crudo extrapesado se mezcla en el sitio de producción con entre un 10 % y un 30 % de hidrocarburos ligeros —incluidos condensados ??de producción nacional, crudos ligeros y medios recuperados y volúmenes limitados de crudo ligero importado— para cumplir con las especificaciones de transporte por oleoducto y minimizar los costes logísticos. El segundo consiste en instalaciones de mezcla centralizadas capaces de recibir la producción parcialmente diluida y elaborar grados de exportación estandarizados, como el Merey 16, para los mercados internacionales. En conjunto, estas alternativas reducen sustancialmente la intensidad de capital al tiempo que preservan la flexibilidad de comercialización y permiten expandir la producción antes de que las grandes inversiones en métodos de recuperación térmica se justifiquen económicamente (Gómez y García, 2023).

Un componente igualmente importante de esta estrategia es la recuperación de las provincias petroleras convencionales maduras de Venezuela. Aunque estos yacimientos ya no poseen el potencial de producción que tuvieron en el pasado, restablecer la producción de crudos ligeros y medianos —particularmente en el norte de Monagas y en las áreas productoras adyacentes del oriente— cumple un propósito estratégico que trasciende el mero aumento del volumen de extracción. Estos crudos suministran el diluyente interno necesario para la mezcla eficiente de la producción de crudo extrapesado de la Faja del Orinoco, lo que reduce la dependencia de condensados ??importados y mejora la viabilidad económica general del proyecto. Es probable que la importación limitada de crudo ligero adecuado, como el WTI estadounidense o similar, continúe complementando la producción nacional durante la transición; sin embargo, la recuperación progresiva de la producción convencional local debería convertirse en un objetivo central, ya que fortalece tanto la resiliencia operativa como la seguridad energética nacional.

5.3       El marco de recursos clasificados por viscosidad: fase 2

A medida que la producción se expande y la estabilidad institucional mejora gradualmente, la estrategia de desarrollo podría evolucionar progresivamente hacia sistemas mixtos de recuperación en frío y térmica, dirigidos a los aproximadamente 147.000 millones de barriles con viscosidades de entre 3.000 y 10.000 centipoises, aproximadamente. En esta etapa, tecnologías como el Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor (SAGD), el SAGD Híbrido (HASD), la estimulación cíclica con vapor y otros procesos térmicos afines cobran mayor utilidad (Gómez y García, 2023). Cabe destacar que su implementación no se realizaría de forma aislada, sino en el marco de una industria que ya genera un flujo de caja significativo, cuenta con una capacidad de servicios ampliada y se beneficia de una infraestructura mejorada.

Esta secuencia modifica sustancialmente la economía de los proyectos, dado que las grandes inversiones térmicas se acometen únicamente después de que los desarrollos de menor riesgo han demostrado su éxito comercial. Recientes… Las observaciones operativas en la Faja del Orinoco refuerzan esta lógica. Víctor Gómez, Gerente de Planificación Corporativa de PDVSA (comunicaciones personales, 24 de mayo y 17 de julio de 2026), señaló que la producción actual sigue basándose mayoritariamente en métodos de producción en frío, con proyectos piloto de inyección de vapor muy localizados. También destaca que uno de los principales costos operativos asociados a la recuperación térmica no es la mano de obra ni la disponibilidad de agua, sino el suministro de energía. Entre el sesenta y el setenta por ciento de los costos operativos de generación de vapor corresponden al combustible. Afortunadamente, la producción en el Orinoco suele incluir gas natural asociado que, una vez procesado, puede alimentar las calderas para la generación de vapor y, al mismo tiempo, abastecer la generación de electricidad a escala de campo. La legislación venezolana refuerza esta ventaja al eximir de la mayoría de los cargos al gas consumido en las operaciones petroleras, incentivando a los operadores a desarrollar sistemas energéticos autosuficientes a medida que se expande gradualmente la recuperación térmica.

La integración gradual del aprovechamiento del gas asociado en futuros desarrollos térmicos ofrece oportunidades adicionales para mejorar la competitividad a largo plazo. La autogeneración de electricidad reduce la dependencia de una red eléctrica nacional poco fiable, mientras que los sistemas de tratamiento y reciclaje de agua en circuito cerrado pueden sustituir progresivamente las prácticas actuales de eliminación en ciclo abierto a medida que se disponga de capital. Aunque estas inversiones aumentan el gasto de capital inicial, reducen los costos operativos a lo largo de la vida útil del proyecto, mejoran el desempeño ambiental y aumentan la fiabilidad operativa. Cabe destacar que no es necesario construirlos durante la fase inicial de recuperación, sino que pueden incorporarse de forma incremental a medida que aumentan los volúmenes de producción y los flujos de caja del proyecto (V. Gómez, Gerente de Planificación Corporativa de PDVSA, comunicación personal, 24 de mayo y 17 de julio de 2026).

Por tanto, el desafío operativo en la Faja del Orinoco es una cuestión de secuenciación. Venezuela debería desarrollar primero los aproximadamente 71.000 millones de barriles aptos para una producción en frío rentable, creando así una base sólida y financiable bajo las condiciones actuales del mercado y del entorno institucional. A medida que se consoliden las reformas, se rehabilite la infraestructura, se recupere la producción de crudo ligero convencional y regresen las inversiones, proyectos mixtos de mayor envergadura —que combinen métodos en frío y térmicos— podrían permitir la extracción de otros 147.000 millones de barriles.

5.4       Electricidad fiable: el talón de Aquiles

Una última consideración estratégica se refiere a la disponibilidad de electricidad fiable, factor que se perfila como una de las principales limitaciones de infraestructura para la recuperación de hidrocarburos a largo plazo. Estimaciones de ingeniería recientes sobre el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Venezuela confirman que el sector de hidrocarburos ya constituye uno de los mayores consumidores industriales de electricidad del país, a pesar de operar con niveles de producción históricamente deprimidos (Rodríguez, 2026). Bajo la estrategia de desarrollo gradual aquí propuesta, las necesidades eléctricas durante la etapa inicial de recuperación —centrada en la producción por métodos convencionales (sin inyección de calor) en la Faja del Orinoco y en la rehabilitación de campos maduros de crudo ligero y mediano— se mantienen en niveles relativamente manejables y podrían cubrirse mediante una combinación de refuerzos específicos en la red y sistemas locales de autogeneración. No obstante, la posterior implementación de tecnologías térmicas de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR, por sus siglas en inglés) a gran escala alteraría fundamentalmente este equilibrio. Los sistemas de producción asistida por vapor requieren una capacidad eléctrica adicional considerable para el tratamiento de agua, bombeo, sistemas de levantamiento artificial, distribución de vapor y control de procesos, lo que incrementa significativamente la intensidad energética de la operación en los campos.

La rehabilitación del sistema eléctrico debe avanzar en paralelo a las inversiones en el segmento de exploración y producción (*upstream*). De lo contrario, los déficits de generación y transmisión seguirán constituyendo una limitación crítica para la recuperación del sector de hidrocarburos, independientemente de la calidad de los yacimientos o de la disponibilidad de capital. La rehabilitación de los complejos hidroeléctricos de Guri, Caruachi y Macagua —respaldada por financiamiento multilateral y una supervisión rigurosa— podría satisfacer una parte sustancial de la demanda eléctrica de la Faja del Orinoco, al tiempo que se recupera la ventaja histórica de Venezuela en cuanto a electricidad de bajo costo.

El Artículo 33 del Reglamento de Hidrocarburos de julio de 2026 establece un nuevo requisito operativo al asignar la responsabilidad de garantizar un suministro eléctrico fiable directamente a los operadores de exploración y producción, ya sea mediante autogeneración o a través de contratos de compra de energía a terceros. Si bien se mantiene la posibilidad de interconexión con el sistema nacional, esta disposición convierte, en la práctica, al suministro eléctrico en un factor determinante para las decisiones de inversión en *upstream*, especialmente en el caso de proyectos de alta intensidad energética en la Faja del Orinoco.

Por consiguiente, la estrategia de recuperación debería abordar la electricidad como un componente integrado del desarrollo petrolero. La rehabilitación de instalaciones hidroeléctricas, el refuerzo de la red eléctrica, el aprovechamiento del gas asociado y la cogeneración a gas deberían desarrollarse paralelamente a los proyectos de exploración y producción (*upstream*), en lugar de hacerlo de manera secuencial. Contar con un suministro eléctrico fiable será especialmente importante a medida que la producción pase de recursos de menor viscosidad a métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica, los cuales requieren un mayor consumo de energía.

5.5       Gas natural: una estrategia de expansión emergente

La estrategia de desarrollo del gas natural en Venezuela supone un cambio fundamental respecto a su modelo de crecimiento tradicional, centrado en el petróleo. En lugar de intentar construir inmediatamente una industria integrada de gas natural licuado (GNL), un enfoque gradual podría transformar progresivamente los recursos de gas *offshore* (costa afuera) y el gas asociado en un segundo pilar de exportación. La primera etapa se basaría en dos líneas de expansión paralelas: en primer lugar, desarrollos *offshore* vinculados a las instalaciones de procesamiento y GNL existentes en Trinidad y Tobago, lo que minimizaría las necesidades de capital y, al mismo tiempo, establecería credibilidad comercial (véase Curtis Williams, 14 de julio de 2026). En segundo lugar, se centraría en la captura de gas asociado —comenzando en el norte de Monagas— y en la infraestructura de compresión y procesamiento necesaria para reducir la quema de gas en antorcha, aumentar la producción de condensados ??para la mezcla con crudos pesados ??y mejorar el suministro eléctrico.

Históricamente, el desarrollo del gas en Venezuela ha estado supeditado a la producción de petróleo (gas asociado), a pesar de la enorme base de recursos *offshore* del país, que solo ha sido explorada parcialmente. Esa situación está empezando a cambiar. El proyecto de gas *offshore* Dragón, que se desarrolla mediante la cooperación entre Venezuela, Trinidad y Tobago y socios internacionales liderados por Shell, representa la primera vía creíble para la monetización a gran escala de los recursos de gas *offshore* venezolanos. Los acuerdos y avances recientes en el proyecto indican que las exportaciones de gas a Trinidad podrían comenzar en 2027, suministrando materia prima a instalaciones de GNL y petroquímica que actualmente enfrentan una disminución en la producción nacional de gas (Williams, 14 de julio de 2026). El campo Dragón debe considerarse un proyecto inicial dentro de un desarrollo regional más amplio y ambicioso de integración gasífera, tal como se mencionó en la sección anterior.

La importancia de este desarrollo trasciende los ingresos directos asociados a un solo campo. Una comercialización exitosa del proyecto Dragón demostraría que el gas venezolano puede llegar a los mercados internacionales a través de la infraestructura caribeña existente, sin necesidad de que el país construya desde cero una cadena completa de exportación de GNL. Asimismo, diversificaría la cartera de hidrocarburos de Venezuela en un momento en que el gas natural es cada vez más valorado como combustible de transición y como fuente de seguridad energética regional. Otros descubrimientos en alta mar, incluidos los yacimientos transfronterizos compartidos con Trinidad y Tobago, podrían llegar a sustentar un sistema de exportación de gas mucho más amplio, generando flujos de ingresos menos dependientes de los ciclos del petróleo crudo.

Tras las reformas legales de principios de 2026 —que se analizarán más adelante en la sección 6—, importantes empresas energéticas internacionales se han movilizado rápidamente para asegurar nuevos acuerdos marco y ampliar sus operaciones en Venezuela. Shell firmó cinco acuerdos clave con el gobierno venezolano, incluido el relativo al yacimiento de gas Dragon (de 4,2 billones de pies cúbicos o Tcf), los cuales otorgan a la compañía derechos operativos en el yacimiento de gas en alta mar Loran, que cuenta con reservas de 7 billones de pies cúbicos (Buitrago, 11 de junio de 2026). Los compromisos operativos más amplios de Shell abarcan alianzas técnicas para aumentar la producción y el abastecimiento de petróleo en la zona de Monagas Norte —donde la extracción de crudo, combinada con la reinyección de gas natural, proporcionará diluyentes esenciales para el refinado interno y la mezcla de crudos pesados—, así como iniciativas específicas para reducir la quema de gas (Buitrago, 11 de junio de 2026). Paralelamente, BP incursionó en el sector gasífero venezolano mediante la firma de un memorando de entendimiento para evaluar oportunidades de desarrollo en el yacimiento de gas Loran, además de planes para el campo transfronterizo adyacente Cocuina-Manakin, compartido con Trinidad y Tobago (Caribbean News Global, 2026). En consecuencia, tanto Shell como BP participarán en la puesta en valor del activo estratégico de gas Loran.

De forma paralela, los operadores europeos Eni y Repsol han avanzado en compromisos operativos sustanciales bajo el marco reformado de la Ley de Hidrocarburos. Además del acuerdo de Eni para reactivar la exploración de crudo extrapesado en el bloque Junín-5, situado en la Faja del Orinoco, tanto Eni como Repsol firmaron un acuerdo conjunto estratégico para incrementar la producción de gas natural en el activo en alta mar Cardón IV (campo Perla), en el cual ambas empresas poseen una participación igualitaria del 50 por ciento (Caribbean News Global, 2026). El marco actualizado para Cardón IV tiene como objetivo garantizar la estabilidad del suministro de gas, aumentar la producción del yacimiento en un 10 por ciento a corto plazo y construir infraestructura de exportación a largo plazo (Caribbean News Global, 2026).

Estos acuerdos entre múltiples empresas —que abarcan a BP, Shell, Eni y Repsol— reflejan un retorno coordinado de capital extranjero dirigido a las reservas de gas natural costa afuera y de crudo pesado en tierra firme de Venezuela (Buitrago, 2026; Caribbean News Global, 2026). El sector del gas natural de Venezuela permanece en gran medida sin explotar, a pesar de que su marco jurídico vigente permite explícitamente una participación de capital privado extranjero del 100 % mediante licencias otorgadas por el Ministerio de Petróleo.

A medida que aumenten los ingresos y la confianza institucional gracias a una transición política gradual, Venezuela podría ampliar su red nacional de transporte de gas antes de desarrollar instalaciones flotantes de GNL en las provincias costa afuera del este y el oeste. Cada fase adicional financiaría y facilitaría la siguiente, reduciendo el riesgo técnico y financiero al tiempo que se fortalece la confianza de los inversores. En este sentido, el futuro del gas en Venezuela, al igual que su historia petrolera, dependerá no solo de los abundantes recursos geológicos, sino de la interacción entre instituciones, evolución política, desarrollo de infraestructura y desempeño económico; factores que, en última instancia, determinan si el potencial de los recursos puede transformarse en riqueza nacional sostenida.

5.6       Secuenciación del desarrollo

Por consiguiente, la estrategia de desarrollo es secuencial en lugar de simultánea: primero, restaurar la producción en campos existentes (*brownfields*) y desarrollar los recursos de menor viscosidad; segundo, expandirse hacia proyectos mixtos de recuperación en frío y térmica a medida que mejoren el capital, la infraestructura y la capacidad institucional; y tercero, desarrollar progresivamente los recursos de mayor viscosidad mediante métodos térmicos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) de alto consumo energético. Este enfoque alinea el ritmo de la inversión en exploración y producción (*upstream*) con la capacidad física e institucional necesaria para sostenerla, al tiempo que ofrece una vía práctica desde la recuperación de la producción a corto plazo hacia el potencial de producción a largo plazo de Venezuela. Esta secuenciación solo será viable si el suministro eléctrico se desarrolla en paralelo a la inversión en *upstream*, especialmente a medida que la estrategia avance hacia métodos de recuperación térmica que requieren mayor energía.

6.         Régimen fiscal, marco jurídico y otros cambios institucionales

La estrategia técnica por fases descrita anteriormente depende, en última instancia, de una transformación institucional igualmente duradera. El desarrollo de los recursos petroleros de Venezuela no es simplemente un ejercicio de ingeniería: requiere compromisos de inversión cuya vida económica se extiende mucho más allá de los ciclos de producción individuales. Por tanto, la secuenciación propuesta para el desarrollo del Orinoco —desde proyectos de producción en frío comercialmente financiables hacia métodos térmicos de EOR progresivamente más intensivos en capital— exige condiciones contractuales, fiscales y regulatorias que se mantengan suficientemente predecibles a lo largo de la vida útil de los proyectos. El mismo principio se aplica a la rehabilitación de yacimientos convencionales maduros, donde se requiere una inversión sostenida para restablecer la producción y mantener el rendimiento del yacimiento.

La reforma de la Ley de Hidrocarburos de enero de 2026 y su marco regulatorio de julio de 2026 representan un cambio importante en esta dirección. El nuevo marco aumenta la flexibilidad operativa y contractual, y ofrece mayores posibilidades para negociar los aspectos económicos de los proyectos. Al mismo tiempo, persisten importantes limitaciones institucionales, en particular las disposiciones sobre reversión de activos sin compensación contenidas en los artículos 35(4) y 43. Por tanto, la cuestión central no es simplemente si las reformas de 2026 mejoran el clima de inversión, sino si ofrecen un horizonte de inversión lo suficientemente creíble para el capital a largo plazo que requiere la futura estrategia de producción de Venezuela.

6.1       La Ley de Hidrocarburos de 2026

La reforma de la Ley de Hidrocarburos aprobada en enero de 2026 representa el ajuste institucional más significativo del marco de hidrocarburos de Venezuela en dos décadas. Cabe destacar que la reforma no debe interpretarse como una liberalización total del sector. Más bien, establece un nuevo marco destinado a atraer capital privado, preservando al mismo tiempo la propiedad estatal de los recursos de hidrocarburos y manteniendo un papel central —aunque en evolución— para el sector público. Las oportunidades para la participación privada se han ampliado, pero su viabilidad a largo plazo sigue condicionada a la continuidad regulatoria, la estabilidad respecto a las sanciones y la persistencia de la normalización política.

El marco revisado se aparta sustancialmente del modelo institucional establecido por la legislación de 2006. Amplía el abanico de modalidades contractuales a disposición de los inversores, aumenta la autonomía operativa de los operadores privados, simplifica elementos del régimen fiscal e introduce mayor flexibilidad en la resolución de controversias. Los operadores privados pueden asumir una responsabilidad considerablemente mayor en el desarrollo de yacimientos, la gestión de la producción, las funciones de tesorería y determinadas actividades de comercialización —sujeto a la aprobación del gobierno—, mientras que PDVSA mantiene una posición central en el sector.

Estos cambios abordan varias de las barreras institucionales que históricamente han desalentado la inversión de ciclo largo en Venezuela. En particular, una mayor autonomía operativa permite a los socios privados ejercer un control más directo sobre las decisiones técnicas y comerciales, al tiempo que la estabilización contractual y los mecanismos de resolución de controversias pueden reducir la incertidumbre asociada a los cambios en el entorno normativo. No obstante, la eficacia de estas disposiciones depende, en última instancia, de su implementación y de la credibilidad de la transición institucional más amplia.

La evolución del marco de sanciones de EE. UU. durante 2026 refuerza esta apertura gradual. En lugar de eliminar las sanciones, la OFAC ha creado vías legales estructuradas para el comercio, la exportación de diluyentes, la rehabilitación de infraestructuras, los servicios petroleros y, bajo condiciones definidas, la inversión en actividades de exploración y producción (*upstream*). Estas autorizaciones siguen estando sujetas a condiciones y exigen un estricto cumplimiento, pero reducen la incertidumbre en torno a insumos operativos clave, incluidos diluyentes, equipos, servicios de ingeniería y tecnología especializada de origen estadounidense.

Esto es especialmente importante porque el acceso a hidrocarburos ligeros para mezclas y a servicios petroleros respalda directamente la secuencia de recuperación establecida en la Sección 5. Por consiguiente, el marco jurídico favorece cada vez más la recuperación de la producción, aunque la sostenibilidad de estas mejoras sigue siendo un factor determinante en la decisión de inversión.

6.2       La nueva arquitectura fiscal

La reforma fiscal es particularmente relevante para la estrategia de desarrollo propuesta para la Faja del Orinoco. La arquitectura fiscal anterior imponía múltiples impuestos superpuestos, estructuras de regalías rígidas y una capacidad limitada para adaptar las condiciones fiscales a la economía específica de los distintos yacimientos. Tal rigidez penalizaba desproporcionadamente los proyectos de desarrollo de crudo extrapesado, especialmente los proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica, cuya intensidad de capital y largos plazos de recuperación de la inversión requieren mayor flexibilidad que los campos petroleros convencionales (Gómez y García, 2023).

Las reformas de 2026 simplifican varios impuestos específicos del sector, introducen un impuesto integrado a los hidrocarburos, mantienen las regalías —permitiendo al mismo tiempo ajustes específicos por proyecto— y autorizan explícitamente al Poder Ejecutivo a modificar los parámetros fiscales para preservar la viabilidad económica de los proyectos. Para los yacimientos maduros y los futuros desarrollos térmicos, esto supone una mejora significativa respecto al régimen anterior, aun cuando gran parte de la flexibilidad siga siendo de carácter administrativo más que plenamente contractual. Los resultados negociados, según el plan de negocio propuesto, desempeñarán un papel fundamental en la determinación de la viabilidad económica de los proyectos, tal como se refleja en la Tabla 5.

Esta distinción cobra especial importancia al considerar la futura transición desde la producción en frío —de coste relativamente bajo— hacia los sistemas de recuperación asistida por vapor a gran escala, analizados en la Sección 5. Los proyectos de producción en frío pueden mantener su viabilidad comercial con precios del petróleo relativamente moderados, ya que requieren una inversión de capital comparativamente baja y se benefician de ciclos de desarrollo más cortos.

Por el contrario, los proyectos de recuperación mejorada térmica (EOR térmica) plantean un escenario de inversión distinto. Las instalaciones de generación de vapor, las plantas de tratamiento de agua, los sistemas de cogeneración, las redes de recolección y la infraestructura de procesamiento ampliada exigen inversiones mucho mayores y conllevan horizontes operativos que abarcan varias décadas. Los inversores que contemplan tales compromisos necesitan tener confianza no solo en el comportamiento del yacimiento, sino también en la estabilidad de los acuerdos fiscales, los derechos contractuales y los mecanismos de resolución de conflictos.

Fuente: Artículo 41 del nuevo Reglamento de la Ley de Hidrocarburos (julio de 2026).

Nota: En el caso de los proyectos costa afuera (*offshore*), estos se beneficiarán de una tasa agregada hasta un cinco por ciento (5%) inferior a la establecida en esta tabla, dependiendo del tipo de proyecto en cuestión. Según el plan de negocios, otros tipos de proyectos podrían optar a una tasa reducida similar. El impuesto sobre la renta también puede reducirse (del 50% al 34%) en función de la viabilidad económica del proyecto.

Como se ha señalado anteriormente, el marco de licencias de 2026 también respalda las reformas fiscales al facilitar el acceso a diluyentes, servicios petroleros y rehabilitación de infraestructura; insumos esenciales para la estrategia de recuperación gradual descrita en la Sección 5.

La autorización para exportar hidrocarburos ligeros desde EE. UU., aptos para mezclarse con el crudo extrapesado del Orinoco, es especialmente significativa, ya que la disponibilidad de diluyentes constituía uno de los principales cuellos de botella operativos que afectaban a la producción actual. Del mismo modo, la autorización de servicios petroleros y de rehabilitación de infraestructura apoya directamente la recuperación gradual de campos convencionales maduros e instalaciones de producción en el Orinoco.

6.3       Las cláusulas de reversión sin compensación distorsionan las decisiones de inversión

La debilidad institucional más importante del marco de 2026 es la inclusión de cláusulas de reversión sin compensación en los artículos 35(4) y 43 de la reforma de la Ley de Hidrocarburos de enero de 2026, las cuales reproducen la lógica de la Ley de Reversión de 1971. Esta cuestión debe abordarse como la prioridad jurídica central para futuras reformas, ya que afecta directamente a la credibilidad del horizonte de inversión necesario para la Faja del Orinoco, la rehabilitación de campos maduros, la generación de electricidad y la infraestructura de superficie de larga vida útil. Por tanto, la reforma de 2026 crea una dualidad institucional: reduce las barreras de entrada y las fricciones operativas, al tiempo que mantiene un límite final estricto al vencimiento del contrato, sin compensación económica.

El modelo dinámico empírico y cuantitativo de Çakir Melek (2018) sobre la nacionalización petrolera venezolana de los años 70 aporta tres conclusiones clave sobre los efectos de anticipación. En primer lugar, la distorsión en las decisiones de capital y exploración: cuando las empresas saben que los activos físicos revertirán al Estado sin compensación residual, el valor terminal del capital se fija efectivamente en cero. A medida que se acerca la fecha de vencimiento, los operadores reducen drásticamente los gastos de capital a largo plazo, las actividades de exploración y el mantenimiento de los activos.

En segundo lugar, se produce un agotamiento acelerado. Las empresas privadas tienen un incentivo económico para orientar sus estrategias hacia una extracción intensiva a corto plazo, minimizando al mismo tiempo la reinversión. En tercer lugar, se registra un deterioro del capital humano y tecnológico. La previsión de perder la titularidad de los activos reduce los incentivos para desplegar equipos propios de alta tecnología o para retener a personal técnico altamente cualificado, lo que provoca una caída de la productividad tanto en el momento de la reversión como con posterioridad a ella.

El desarrollo de los distintos tipos de crudo extrapesado de Venezuela en la Faja del Orinoco requiere inversiones significativas e inyecciones de capital con plazos de recuperación prolongados. El análisis del modelo de Çakir Melek y de la reciente reforma de la Ley de Hidrocarburos (enero de 2026) revela cómo las cláusulas de reversión sin compensación pueden afectar gravemente la consistencia temporal de esta estrategia. En virtud de los artículos 35(4) y 43, un inversor que contemple proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) cuando ya han transcurrido entre 10 y 15 años de un contrato de 25 años, se enfrenta a importantes desincentivos. Dado que las inversiones de capital realizadas en etapas avanzadas no pueden recuperarse mediante la reventa de activos ni la recompra estatal al finalizar el contrato, es probable que los operadores dejen de reinvertir mucho antes del vencimiento; esto conduce a una caída prematura de la presión del yacimiento y a menores factores finales de recuperación de petróleo.

La Tabla 6 presenta una comparación de los incentivos y riesgos para los inversores que se derivan de la reforma legal de enero de 2026. Los artículos 35(4) y 43 mantienen el principio de soberanía nacional permanente sobre la infraestructura petrolera —establecido en 1971 y analizado en la Sección 2—, pero también recrean el problema del horizonte temporal que socavó las inversiones a largo plazo antes de la nacionalización. Desde una perspectiva económica, fijar en cero el valor residual del capital privado genera incentivos no deseados pero predecibles: una reducción del gasto de capital en etapas avanzadas, el agotamiento acelerado del yacimiento, un mantenimiento deficiente y reticencia a invertir en infraestructuras de larga vida útil, como plantas eléctricas dedicadas. Por consiguiente, eliminar estas disposiciones de reversión o compensarlas adecuadamente debería constituir un elemento fundamental de cualquier estrategia coherente de recuperación a largo plazo, y no limitarse a un mero ajuste jurídico marginal.

Note: Based on the Reform of the Hydrocarbon Law (January 2026) and Çakir Melek (2018) 

6.4       Una PDVSA reestructurada: hacia la gestión estratégica de activos

Una cuestión institucional de igual importancia se refiere al papel futuro de PDVSA. Aunque las reformas recientes aumentan la flexibilidad operativa para las empresas privadas, mantienen el requisito legal de que el Estado conserve la propiedad mayoritaria en las empresas mixtas de exploración y producción (*upstream*). Si bien esta estructura puede facilitar la continuidad política durante la transición hacia un gobierno elegido democráticamente, muchas compañías petroleras internacionales siguen considerando la participación estatal mayoritaria obligatoria como una de las principales limitaciones para el despliegue de capital a gran escala, particularmente en proyectos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) térmica —intensivos en capital— que requieren horizontes de inversión de varias décadas.

Sin embargo, más allá de los porcentajes de propiedad, el desafío fundamental radica en el rediseño institucional de la propia PDVSA. Una PDVSA reestructurada podría evolucionar hacia una organización sustancialmente más ágil, centrada principalmente en la gestión estratégica de activos, la supervisión de contratos y la planificación nacional a largo plazo, limitando al mismo tiempo las responsabilidades operativas directas a áreas seleccionadas donde existan ventajas competitivas genuinas.

Las operaciones de campo cotidianas, la perforación, la optimización de la producción, la logística y los servicios técnicos especializados podrían ser realizados cada vez más por operadores privados bajo acuerdos contractuales transparentes y una estricta supervisión regulatoria.

La reestructuración financiera de PDVSA es igualmente crítica. Años de deuda acumulada, pasivos contingentes y pérdidas operativas han limitado la capacidad de la empresa para participar de manera significativa en nuevos ciclos de inversión. Transformar a PDVSA en un gestor de activos financieramente sólido y con un balance fortalecido mejoraría su capacidad para negociar con socios internacionales desde una posición de credibilidad, en lugar de una de necesidad financiera. Igualmente importante es que la reducción de las obligaciones operativas directas permitiría a la empresa concentrar sus limitados recursos financieros en la supervisión estratégica, la evaluación geológica, la gestión ambiental y la coordinación de la infraestructura nacional, en lugar de intentar actuar simultáneamente como regulador, operador, inversor y agencia de desarrollo social.

En última instancia, la transición institucional debe considerarse complementaria a la estrategia técnica gradual en la Faja del Orinoco, y no como algo separado de ella. El desarrollo comercial de la producción en frío (de menor costo) puede sentar las bases financieras y operativas sobre las cuales se construyan proyectos de EOR térmica progresivamente más sofisticados.

La evolución gradual del marco jurídico, la arquitectura de sanciones y el gobierno corporativo puede reducir progresivamente el riesgo de inversión a medida que se requieran volúmenes cada vez mayores de capital privado. Por tanto, una recuperación sostenible dependerá de la evolución paralela de la capacidad de ingeniería, las condiciones favorables para la inversión, las capacidades institucionales y la credibilidad, permitiendo que la extraordinaria base de recursos de Venezuela se desarrolle a través de un sector de petróleo y gas comercialmente disciplinado, tecnológicamente avanzado y competitivo a nivel internacional.

7.         Condiciones para una recuperación sostenible

Venezuela inicia la segunda mitad de 2026 con una dotación excepcional de hidrocarburos, una base de producción en recuperación pero aún frágil y un entorno de mercado en el que el suministro seguro de crudo pesado y gas natural conserva un valor estratégico. La cuestión central ya no es si Venezuela cuenta con recursos suficientes, sino si puede reconstruir las condiciones técnicas, institucionales y de infraestructura necesarias para transformarlos en una producción sostenida.

La primera condición para una recuperación sostenible es la credibilidad jurídica. Las disposiciones sobre reversión sin compensación contenidas en los artículos 35(4) y 43 de la reforma de la Ley de Hidrocarburos de enero de 2026 recrean el problema de horizonte temporal asociado a la Ley de Reversión de 1971 y corren el riesgo de desalentar precisamente aquellas inversiones de larga duración necesarias para la recuperación térmica, la generación de electricidad y la infraestructura asociada. Por tanto, su eliminación —o una compensación sustancial— debería ser una prioridad en cualquier reforma legal posterior.

La segunda condición es la secuenciación. Venezuela debería aprovechar los recursos del Orinoco de menor viscosidad, las oportunidades en yacimientos existentes (*brownfields*) y la rehabilitación de campos convencionales para generar producción temprana y flujo de caja antes de expandirse hacia métodos de recuperación térmica que requieren mayor intensidad de capital y energía. Esta estrategia exigirá que la infraestructura y los servicios de apoyo se desarrollen en paralelo a las inversiones en exploración y producción (*upstream*).

Una recuperación sostenida hasta alcanzar aproximadamente 3,3 millones de barriles diarios en un horizonte de 10 a 12 años sigue siendo técnicamente factible, pero debe entenderse como un potencial de producción a largo plazo más que como una previsión. Su materialización requeriría una transición política sostenida, condiciones fiscales predecibles, capital y tecnología privados, infraestructura rehabilitada, suministro fiable de electricidad y diluyentes, y un marco institucional más sólido.

El rediseño institucional de PDVSA es fundamental para este marco. Una empresa más ágil, centrada en la gestión de activos estratégicos, la supervisión de contratos, la evaluación geológica, la fiscalización ambiental y la coordinación de infraestructuras, estaría mejor preparada para apoyar a los operadores privados que una firma financieramente sobrecargada que intenta actuar simultáneamente como regulador, operador, inversor y agencia de desarrollo social.

También resulta relevante el precedente histórico de cooperación pragmática entre Estados Unidos y Venezuela. En enero de 1944, el presidente Isaías Medina visitó Washington D. C., donde se reunió con el presidente Franklin D. Roosevelt y se dirigió a la Cámara de Representantes de los Estados Unidos. En el contexto de la Segunda Guerra Mundial, la visita consolidó la solidaridad hemisférica en torno a la innovadora Ley de Hidrocarburos de Venezuela de 1943. Un aspecto crucial fue que la administración Roosevelt obligó a las grandes compañías petroleras a aceptar regalías e impuestos sobre la renta más elevados; este marco estableció, a finales de la década de 1940, el principio de reparto de beneficios al cincuenta por ciento, considerado «un hito en la historia de la industria petrolera» (Yergin, 1990, cap. 22). La producción petrolera venezolana aumentó un 80 por ciento entre 1943 y 1945 para respaldar el esfuerzo bélico de los Aliados. Si bien esa experiencia no constituye un modelo para replicar, demuestra que la cooperación estratégica puede coexistir con la autonomía en la política nacional y una expansión sostenida del sector petrolero.

En términos prácticos, esto implica un apoyo sostenido de Estados Unidos a la transición democrática y financiación multilateral para la rehabilitación crítica del sistema eléctrico, junto con reformas venezolanas que eliminen el riesgo de reversión y completen la transición de PDVSA hacia una gestión estratégica de activos. Sin estos cimientos institucionales e infraestructurales, la base de recursos seguirá siendo una opción no materializada en lugar de una fuente duradera de recuperación nacional.

El mensaje central es, por tanto, claro: los recursos de Venezuela sientan las bases para la recuperación, pero solo unas instituciones creíbles, una infraestructura fiable, una secuencia disciplinada y unas normas de inversión duraderas pueden transformar esa dotación en una producción sostenida a lo largo de las décadas.

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Fuente: Publicado por The Oxford Institute for Energy Studies, OIES Paper SP 37, Agosto 2026

* Traducido del inglés con la aplicación de Google.

Para leer la versión original publicada por «The Oxford Institute for Energy Studies», hacer click en el siguiente enlace:

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