Las compañías petroleras compiten por proyectos para aumentar rápidamente la producción venezolana; se avecina un verdadero desafío

Plataformas petroleras y cabrestantes en el Lago de Maracaibo en Cabimas, Venezuela, 26 de enero de 2026. REUTERS/Leonardo Fernandez Viloria · Reuters

Por Mariela Nava, Marianna Parraga y Ana Isabel Martinez

Jue, 19 de febrero de 2026 a las 20:06 GMT+9 10 min de lectura

En este artículo:

CL=F +1.37%

Por Mariela Nava, Marianna Parraga y Ana Isabel Martinez

CABIMAS, Venezuela, 19 de febrero (Reuters) - En septiembre, una plataforma utilizada para perforar pozos en aguas someras completó el largo viaje desde China hasta la región productora de petróleo de Lago de Maracaibo en Venezuela. El paso de la vieja y grande plataforma llamada Alula, justo por debajo del puente que conecta la ciudad de Maracaibo con los campos petroleros de la costa este del lago, generó entusiasmo entre residentes y trabajadores: no habían visto llegar equipos de perforación nuevos en años debido a las sanciones de EE. UU.

La plataforma golpeó un oleoducto al pasar por el lago y sobre el espagueti metálico de 20,000 kilómetros de tuberías bajo las aguas. El crudo se filtró durante meses antes de que se pudieran realizar reparaciones y la plataforma se instalara en el lago contaminado a finales del año pasado. Desde entonces, el aumento en la producción de crudo ha sido pequeño.

La historia de Alula es una advertencia para las empresas energéticas extranjeras como Chevron, la mayor petrolera estadounidense, que buscan expandirse rápidamente en Venezuela y asumir los proyectos a corto plazo necesarios para aumentar la producción de petróleo del país. Cada avance suele traer una serie de nuevos desafíos.

Otras empresas extranjeras con presencia en el país incluyen Repsol de España, ENI de Italia, Maurel & Prom de Francia y China National Petroleum Corp.

El presidente de EE. UU., Donald Trump, quiere que las empresas estadounidenses gasten 100 mil millones de dólares para reconstruir una industria petrolera que ha sufrido 20 años de abandono, mala gestión y subinversión bajo los presidentes socialistas Hugo Chávez y Nicolás Maduro. Washington ha ido suavizando las sanciones desde su incursión militar para capturar a Maduro a principios de enero, emitiendo un puñado de licencias generales que permiten a las empresas energéticas exportar, importar, invertir y operar proyectos de petróleo y gas en el miembro de la OPEP.

Las expansiones tempranas podrían permitir que el país sudamericano añada hasta 500,000 barriles por día (bpd) de producción de crudo en tan solo seis meses, partiendo de un actual de 1 millón de bpd, dijeron dos ejecutivos de empresas con activos allí.

El secretario de Energía de EE. UU., Chris Wright, dijo este mes desde Caracas que espera un “aumento dramático” en la producción de Venezuela en los próximos meses.

Mientras tanto, Houston, la capital petrolera de EE. UU., y las regiones petroleras de Venezuela están en ebullición, movilizándose para una carrera petrolera y para aprovechar las oportunidades de negocio que ofrecen participar en uno de los mayores trabajos de reparación que la industria energética haya visto. Es un esfuerzo a escala similar al aumento de la producción en Irak tras la segunda Guerra del Golfo o a la rehabilitación de los campos petroleros kuwaitíes incendiados por Saddam Hussein.

Según media docena de trabajadores de la industria, empleados con experiencia en Venezuela y ejecutivos que planean trabajar allí, y numerosos expertos y analistas entrevistados por Reuters para este reportaje, la primera fase en Venezuela involucraría proyectos relativamente sencillos para hacer fluir más petróleo rápidamente: usar plataformas ya en el país, renovar pozos deteriorados y mejoradores de crudo que operan por debajo de su capacidad, y reparar puertos y oleoductos operados por la estatal PDVSA. Pero incluso los proyectos fáciles son difíciles, dijeron, y después, el trabajo será aún más duro.

A principios de febrero, un reportero de Reuters que recorrió la zona del Lago de Maracaibo vio chatarra petrolera, tanques desbordados de crudo, campos abandonados, costas ennegrecidas y largas filas de vehículos para comprar gasolina cerca de terminales de almacenamiento y sitios operativos de PDVSA. Todos ellos son recordatorios visibles de cuánto trabajo queda por hacer, incluso para recoger lo que podría considerarse la fruta más fácil de alcanzar, en la región que alberga las instalaciones de producción más antiguas de Venezuela y tiene la segunda mayor capacidad de producción del país.

LOS PRIMEROS PASOS

Entre los primeros pasos que las empresas prevén se encuentra la ejecución de proyectos como el planeado por China Concord Resources Corp, que llevó la plataforma Alula a Venezuela el año pasado.

La firma busca aumentar la producción combinada de petróleo ligero y pesado de dos campos a 60,000 bpd para fin de año, desde 16,000 bpd en diciembre, mediante un programa de 1,000 millones de dólares que requerirá renovar hasta 875 pozos inactivos antes de perforar nuevos pozos. La compañía está ahora solucionando muchos problemas no planificados, desde la insuficiente oferta de gas necesario para mantener la presión en los pozos, hasta la pérdida de datos técnicos clave y la falta de transporte para los trabajadores, dijo una fuente del proyecto, añadiendo que esos obstáculos han impedido alcanzar los objetivos de producción.

No está claro si ese proyecto continuará después de que Trump afirmó que las empresas de rivales de EE. UU. en el escenario político global —China, Rusia e Irán— ya no serían bienvenidas en Venezuela. Bajo sanciones, las empresas de esos países eran de las pocas dispuestas a trabajar allí.

En contraste, Chevron, durante años la única gran petrolera estadounidense que produce crudo en el país, está en posición privilegiada para lograr ganancias tempranas. La compañía necesita el tipo de crudo ligero que China Concord está bombeando y compite con rivales por asegurar suministros en Lago de Maracaibo.

El petróleo ligero y los combustibles que pueden diluir el petróleo similar al alquitrán de Venezuela son productos valiosos para las empresas energéticas que operan en Venezuela. Sin costosos mejoradores de crudo o diluyentes, las enormes reservas de crudo extrapesado del país no pueden ser transportadas ni exportadas.

La promesa de barriles relativamente fáciles de producir aumenta el apetito de las empresas petroleras extranjeras por trabajar en regiones altamente contaminadas o técnicamente complejas como Lago de Maracaibo y Monagas Norte, que PDVSA ha descuidado en las últimas décadas como parte de su estrategia de centrarse en el prolífico y pesado cinturón de Orinoco, más al sureste.

El petróleo de alrededor de Maracaibo también podría ser más barato para Chevron de producir que en otras regiones de Venezuela, especialmente si los precios del crudo permanecen bajos, porque no necesita ser tratado antes de exportar, dijo un ex empleado que trabajó en las operaciones venezolanas.

Otras opciones incluyen reabrir pozos existentes cerrados por falta de equipo especializado o suministro eléctrico, recondicionar pozos de bajo rendimiento para aumentar la producción y perforar nuevos pozos, agregó el ex empleado, quien dijo que Chevron probablemente tendrá una larga lista de posibles ubicaciones para nuevos pozos.

Chevron afirmó que “ha sido parte del pasado de Venezuela y sigue comprometida a trabajar en asociación para su futuro”, y que acoge con agrado las recientes licencias y reformas legales de EE. UU. en Venezuela.

El Ministerio de Petróleo y PDVSA no respondieron a solicitudes de comentarios. China Concord no pudo ser contactada de inmediato para comentarios.

EL CRUDO ORINOCO MÁS PESADO

Las empresas con contratos petroleros y participaciones en proyectos en todo el país compiten por acceder a equipos especializados ya existentes. Hasta 14 plataformas de perforación han estado en almacenamiento durante años en Venezuela y son propiedad de SLB, con sede en Houston, uno de los principales proveedores globales de servicios petroleros, dijeron tres fuentes con conocimiento de sus activos.

SLB ha sido el principal proveedor de servicios para Chevron desde que inició su más reciente programa de perforación en Venezuela en 2024, como parte de una licencia general anterior de EE. UU. Al igual que la gran petrolera, SLB tiene muchos años de experiencia en el país.

Las plataformas que SLB tiene en Venezuela fueron desplegadas para proyectos de PDVSA antes de que EE. UU. impusiera sanciones en 2019. Después de eso, las empresas estadounidenses y aquellas que cumplen con las sanciones no pudieron operar plataformas ni equipos especializados allí.

SLB dijo que continúa teniendo instalaciones operativas, equipos y personal en Venezuela, y que está en “las primeras etapas de colaboración” con clientes en los próximos pasos. “Confiamos en que, bajo las condiciones adecuadas y un entorno de seguridad, podemos aumentar rápidamente las actividades.”

Las plataformas de perforación y de intervención son muy necesarias en la vasta Faja del Orinoco, donde la producción suele involucrar un sistema de agrupaciones de pozos. Sin embargo, los diluyentes para mezclar con el crudo extrapesado podrían ser más urgentes para drenar los inventarios de petróleo acumulados en los últimos meses y aumentar las exportaciones.

Chevron y otros socios de PDVSA están enfocados en asegurar equipos de perforación, acceso a mejoradores de crudo y a crudo ligero o nafta que puedan usarse para mezclas. La compañía estadounidense también necesitaría renovar infraestructura propiedad de PDVSA, como la terminal de exportación Bajo Grande. Además, tendría que dragar el canal de navegación en Lago de Maracaibo, que no se ha hecho correctamente en años debido a que las sanciones impidieron a las empresas contratar dragas para realizar el trabajo.

Para que Chevron aumente significativamente la producción en el Orinoco, sería necesario una renovación del mejorador del proyecto Petropiar, que convierte el crudo extrapesado en grados exportables. Esa instalación tampoco ha sido reparada completamente en años, dijeron dos fuentes de Chevron.

Solo cinco proyectos en Venezuela, de más de 40 empresas conjuntas entre PDVSA y compañías extranjeras y locales, tienen acceso a mejoradores o estaciones de mezcla para procesar el crudo extrapesado de Orinoco, una región que posee más del 80% de las reservas estimadas de crudo del país, que superan los 303 mil millones de barriles.

Las empresas sin mejoradores tendrían que adquirir diluyentes importados costosos para poder exportar barriles, una opción que reduciría su rentabilidad y que también presenta desafíos logísticos debido a las limitaciones de Venezuela para descargar, transportar y almacenar estos productos.

North American Blue Energy Partners, que tiene vínculos con el magnate estadounidense del asfalto Harry Sargeant, ha estado reparando durante meses al menos una plataforma propiedad de PDVSA para su proyecto Petrocedeño en el Orinoco. Terminar esas reparaciones podría poner en línea el equipo inactivo relativamente rápido, dijeron dos fuentes cercanas a la compañía.

North American Blue Energy Partners no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.

Thomas O’Donnell, estratega energético independiente, afirmó que muchos campos petroleros venezolanos considerados agotados aún podrían tener un potencial de producción significativo.

“Muchos de los que se dijeron muertos, agotados, en realidad no lo están. PDVSA simplemente no tenía la habilidad ni el equipo para seguir operándolos y estaban seleccionando campos,” dijo.

O’Donnell señaló campos maduros donde las últimas exploraciones sísmicas se realizaron en los años 90 o principios de los 2000 con tecnología 2D obsoleta. Dijo que las empresas podrían lograr ganancias sustanciales entrando en campos ya en operación y mejorándolos, potencialmente logrando un aumento del “50 o 100% en lo que se produce ahora.”

EL RIESGO LEGAL PERMANECE

Un ejecutivo de una empresa de servicios petroleros que ha trabajado en Venezuela, hablando bajo condición de anonimato, dijo que el país podría aumentar la producción total en los campos existentes hasta 1.5 millones de bpd en menos de un año, siempre que los productores obtengan las licencias necesarias.

La persona afirmó que los campos petroleros de Venezuela son “muy indulgentes; se puede aumentar mucho la producción,” refiriéndose a las abundantes reservas. Pero agregó que los problemas en la cadena de suministro y las preocupaciones de seguridad siguen siendo importantes, especialmente en Maracaibo.

El ejecutivo también señaló que persiste la incertidumbre legal, ya que no hay garantía de que los acuerdos firmados ahora sean respetados por futuros gobiernos.

La Asamblea Nacional de Venezuela en enero aprobó una reforma petrolera integral que otorga autonomía a las empresas extranjeras, pero algunos de los nuevos modelos de contratos —que inicialmente impulsó Maduro con poco éxito— todavía son considerados riesgosos por algunos inversores potenciales, dijeron ejecutivos, y añadieron que se necesita más regulación para gobernar esos contratos.

También existen dudas constitucionales sobre la legitimidad a largo plazo de la reforma aprobada. EE. UU., la Unión Europea y otros no han reconocido los resultados de las elecciones parlamentarias y presidenciales de los últimos años, que consideraron fraudulentas.

Otro gran riesgo para los inversores es que futuros gobiernos de EE. UU. puedan cambiar la política y aliviar la presión que ha obligado a Caracas a ceder control de las exportaciones y los ingresos petroleros a Washington.

Un trabajador de la terminal La Salina de PDVSA cerca de Lago de Maracaibo dijo a Reuters que la inversión requerida será enorme, según su experiencia de 22 años trabajando en la zona. “Muchas empresas que llegan tienen los medios para arreglar esto, pero aún no se sabe si estarán dispuestas una vez que vean este desastre,” dijo el trabajador.

(Reportaje de Mariela Nava, Marianna Parraga, Ana Isabel Martinez, Nathan Crooks, Sheila Dang y Deisy Buitrago; reportajes adicionales de Sarah Kinosian. Edición de Simon Webb y Anna Driver)