Faja del Orinoco archivos

20 julio, 2026

Venezuela podría aumentar un 17% su producción de petróleo hacia 2028

Las reformas petroleras en Venezuela cambiaron el eje de la discusión sobre el futuro de la industria. Después de años marcados por sanciones, restricciones regulatorias y una fuerte caída de la actividad, el país volvió a captar la atención de las grandes compañías internacionales. Ahora el interrogante ya no es si el sector puede reabrirse, sino si será capaz de sostener una recuperación productiva.

Un informe de Rystad Energy destacó que la producción de petróleo de Venezuela podría aumentar cerca de un 17% entre el cuarto trimestre de 2025 y el mismo período de 2028. Eso representa alrededor de 194.000 barriles diarios adicionales, un crecimiento que se apoyará principalmente en campos que ya están en operación y no en nuevos descubrimientos.

“La conversación ha cambiado de si Venezuela puede reabrir su sector petrolero a si puede ejecutar con éxito una recuperación significativa de la producción. El potencial de recursos nunca estuvo en duda; el desafío es convertir el impulso político en crecimiento operativo sostenido“, sostiene el informe de Rystad Energy.

La Faja del Orinoco concentrará el crecimiento

El estudio indica que el avance de la producción petrolera venezolana estará dominado por los crudos pesados y extrapesados. Cerca de tres cuartas partes del petróleo producido hasta 2028 corresponderán a estos tipos de hidrocarburos, mientras que la Faja Petrolífera del Orinoco explicará alrededor del 60% del volumen total del país.

Ese escenario modifica las prioridades operativas. En lugar de enfocarse en ampliar reservas, las empresas deberán garantizar el acceso a diluyentes, incrementar los trabajos de reacondicionamiento de pozos, perforar nuevos pozos y mejorar la gestión de yacimientos maduros para sostener el crecimiento esperado.

“El crecimiento proyectado provendrá principalmente de activos que ya producen. La velocidad de la recuperación dependerá de la ejecución operativa y no de la disponibilidad de recursos“, señala el reporte elaborado por la consultora.

Las petroleras internacionales tendrán un papel central en esta nueva etapa. Según las proyecciones de la consultora, cerca de dos tercios del incremento de producción previsto hasta 2028 será aportado por compañías extranjeras que operan en asociación con PDVSA.

Chevron lidera las inversiones, pero persisten los riesgos

Entre esas empresas, Chevron aparece como el principal impulsor del crecimiento. El informe destaca que la compañía reforzó recientemente su presencia en la Faja del Orinoco y concentrará buena parte de su estrategia en optimizar campos existentes, desarrollar perforaciones adicionales y avanzar de manera gradual sobre el bloque Ayacucho 8.

Detrás de Chevron aparecen Repsol, Eni, Maha Energy y Maurel & Prom, que también incrementarán su actividad en proyectos ya conocidos. En el caso de Eni y Repsol, además, su presencia seguirá siendo relevante tanto en la producción de petróleo como de gas natural, especialmente en activos como Cardón IV y el campo Perla.

“La participación internacional continúa siendo altamente selectiva. Las compañías siguen equilibrando el enorme potencial de recursos con la incertidumbre fiscal, la complejidad operativa y los riesgos de inversión de largo plazo“, advierte Rystad Energy.

Pese al renovado interés, la consultora considera que los cambios regulatorios por sí solos no resolverán los problemas estructurales que limitan la actividad desde hace años. La infraestructura envejecida, la escasez de equipos y la disponibilidad de insumos siguen condicionando cualquier plan de expansión.

El mayor cuello de botella de Venezuela

Uno de los principales obstáculos aparece en el segmento de los servicios petroleros. El Ministerio de Petróleo de Venezuela estima que el país necesitará contar con 93 equipos de perforación activos hacia 2028, muy por encima del nivel actual de actividad.

Alcanzar esa meta exigirá reactivar equipos nacionales que hoy permanecen inactivos, reacondicionar unidades fuera de servicio e incorporar plataformas provenientes del mercado internacional. Ese proceso demandará inversiones importantes y requerirá contratos suficientemente atractivos para justificar el desembolso de capital.

“El vínculo entre el potencial de recursos y la producción efectiva dependerá del acceso permanente a diluyentes, una mayor actividad de perforación, campañas de reacondicionamiento, mejoras en infraestructura y una disponibilidad significativamente superior de equipos“, resume el informe.

El estudio también pone el foco sobre el régimen fiscal. Para los operadores internacionales, futuras inversiones dependerán de que Venezuela logre ofrecer condiciones tributarias más competitivas, especialmente en materia de regalías e impuestos, lo que permitiría reducir los costos de equilibrio de los proyectos.

La consultora concluye que la Ley de Hidrocarburos de 2026 constituye una de las reformas más relevantes para la industria en décadas porque amplía la participación privada y brinda mayor flexibilidad fiscal. Sin embargo, remarca que el verdadero desafío comenzará ahora: transformar esos cambios normativos en inversiones, infraestructura, equipos y capacidad operativa que permitan convertir el potencial geológico de Venezuela en un crecimiento sostenido de la producción de petróleo.

14 enero, 2026

La oportunidad que Vaca Muerta puede perder si no aprende del colapso venezolano

La reciente captura de Nicolás Maduro no provocó un shock en el mercado petrolero internacional. El precio del Brent se mantuvo cerca de los USD 60 por barril, confirmando que Venezuela ya no influye en la oferta global. Para el análisis energético, este dato es más relevante que cualquier interpretación política o diplomática del acontecimiento. Vaca Muerta en el horizonte.

Según explicó Gustavo Pérego, director de ABECEB, “el problema venezolano no es de reservas, sino de instituciones”. La afirmación resume dos décadas de deterioro estructural. Venezuela posee una de las mayores dotaciones de crudo del planeta, pero carece del marco económico y jurídico necesario para transformarlas en producción sostenible.

El mercado absorbió la noticia sin sobresaltos porque ya no espera una recuperación rápida del petróleo venezolano. Washington, de hecho, dejó claro que la operación no implicaba un cambio de régimen inmediato. La lógica dominante es ordenar el tablero geopolítico, sin apostar a una reinserción acelerada del crudo caribeño.

El perfil del petróleo venezolano también explica parte del problema. La mayor parte proviene de la Faja del Orinoco, con crudos extra pesados y alto contenido de azufre. “Es petróleo caro de producir, caro de transportar y caro de refinar”, señaló Pérego, subrayando su desventaja frente a otros crudos pesados del continente.

A esa dificultad técnica se suma el colapso institucional. PDVSA perdió infraestructura, talento y credibilidad. “Recuperar los niveles de producción de los noventa no es un problema técnico, sino financiero e institucional”, advirtió Pérego, quien estimó inversiones necesarias entre USD 80.000 y 100.000 millones en más de una década.

Guyana, el espejo que incomoda

El contraste regional resulta inevitable. Mientras Venezuela se estanca, Guyana avanza con reglas claras, contratos estables y seguridad jurídica. El resultado es una producción offshore que crece con rapidez y costos competitivos. Para los inversores, Guyana se convirtió en el verdadero motor incremental de oferta en el hemisferio occidental.

Pérego remarcó que el mercado no castiga la geología, sino la incertidumbre. “Sin protección de la propiedad privada y respeto contractual, Venezuela seguirá siendo una potencia petrolera en los papeles, pero irrelevante en los flujos reales”, sostuvo. Esa frase resume el drama estructural del país caribeño.

En este escenario, la captura de Maduro no revaloriza al petróleo venezolano. Por el contrario, refuerza la percepción de que, sin un cambio jurídico profundo, el capital internacional no regresará. Las grandes compañías priorizan previsibilidad, acceso financiero y reglas de largo plazo por sobre cualquier promesa política.

La consecuencia es directa: el capital que no va a Venezuela busca otros destinos. Shale norteamericano, Brasil offshore, Guyana y, potencialmente, Argentina aparecen como alternativas. La competencia por inversiones energéticas ya no se define solo por reservas, sino por credibilidad institucional.

Vaca Muerta, en ese contexto, juega en otra liga. Produce crudos medianos y livianos, más fáciles de refinar, con costos en descenso y curvas de aprendizaje consolidadas. Además, compite en un sistema global donde cada proyecto es evaluado bajo la misma vara macroeconómica y regulatoria.

Lecciones para Vaca Muerta

Para Pérego, la ventana de oportunidad argentina no se abre porque Venezuela caiga, sino porque no puede volver sin reformarse. “Si la transición venezolana no redefine sus instituciones, el capital no regresará”, advirtió. Y ese capital, inevitablemente, buscará alternativas más previsibles.

Sin embargo, la oportunidad para Vaca Muerta no es automática. El caso venezolano demuestra que las reservas no alcanzan. Argentina puede tener uno de los mejores shales del mundo, pero sin seguridad jurídica, estabilidad regulatoria y reglas claras de salida, el desarrollo energético pierde atractivo para el capital internacional.

“La discusión no es geológica, es institucional”, enfatizó Pérego. La frase condensa la enseñanza central. El petróleo no fluye hacia donde hay más recursos, sino hacia donde existen más reglas. La competitividad energética ya no depende solo del subsuelo, sino del marco legal que lo rodea.

Venezuela confirma que el siglo XXI no premia al que tiene petróleo, sino al que sabe organizarlo. La producción energética moderna exige contratos confiables, financiamiento internacional, integración logística y previsibilidad macroeconómica. Sin esos elementos, incluso los mayores reservorios quedan atrapados en el potencial.

Para Vaca Muerta, la lección es clara. Argentina puede transformarse en un proveedor relevante de crudo y gas, pero solo si entiende que el verdadero upstream comienza en el derecho y no en la roca. El desafío no es perforar más, sino construir confianza.

En síntesis, el colapso venezolano no altera el equilibrio petrolero global, pero sí ilumina el camino. Vaca Muerta tiene la oportunidad de aprender de ese error histórico. El futuro energético argentino dependerá menos de su geología que de su capacidad para garantizar reglas, contratos y estabilidad.