Por Giancarlo Olavarrieta Yepes
Cada vez que Venezuela regresa al centro del debate energético mundial reaparece una idea seductora: el país posee una de las mayores reservas petroleras del planeta y, por tanto, volver a producir 2,5 o 3 millones de barriles diarios debería ser cuestión de inversión, taladros y algunos años.
Yo no lo veo así.
El problema venezolano ya no es simplemente cuánto petróleo existe bajo tierra. El problema es si existe una industria capaz de producirlo, transportarlo, procesarlo, exportarlo y cobrarlo de manera confiable.
Y allí está, en mi opinión, el verdadero cuello de botella:
El modelo actual de PDVSA hace estructuralmente inviable una recuperación rápida mientras no se reforme, desagregue y reconstruya buena parte de la cadena de valor.
Tener petróleo no equivale a tener una industria petrolera
Venezuela conserva un recurso extraordinario. Pero buena parte de ese recurso corresponde a crudos pesados y extrapesados cuya explotación exige mucho más que perforación. Requiere diluentes, sistemas de tratamiento, mejoramiento, electricidad, bombeo, oleoductos, almacenamiento, terminales, comercialización y acceso estable a capital.
Por eso, no me luce asertiva la discusión cuando se limita al upstream. Un pozo puede producir. Pero el barril todavía tiene que llegar al mercado. Y ése es precisamente uno de los principales problemas del sistema venezolano.
Los documentos técnicos analizados para escribir este artículo describen el control que mantiene PDVSA sobre buena parte del midstream: oleoductos, almacenamiento, estaciones de bombeo, instalaciones de tratamiento y terminales de exportación.
Eso crea una dependencia crítica. Una operadora puede controlar su yacimiento, sus pozos e incluso parte de su producción. Pero no necesariamente controla el recorrido completo del barril hasta el comprador final.
La verdadera trampa está después del pozo
Éste es uno de los puntos que considero más importantes. Una compañía puede rehabilitar un campo, invertir en pozos y recuperar producción. Pero después debe: extraer, separar, deshidratar, diluir o mejorar, bombear, almacenar, fiscalizar, transportar, embarcar, comercializar y finalmente cobrar.
Cada etapa depende de infraestructura disponible, mantenida y confiable.
Cuando un productor no dispone de infraestructura independiente, termina dependiendo de sistemas controlados por PDVSA. En esos sistemas el crudo puede mezclarse con volúmenes de otros productores y perder trazabilidad física y comercial. Los documentos de trabajo que investigué para este artículo describen precisamente ese mecanismo.
Ésta es la paradoja venezolana:
Se puede resolver el problema del pozo y seguir sin haber resuelto el negocio.
Porque una petrolera internacional no invierte miles de millones solamente para demostrar que puede sacar petróleo del subsuelo. Invierte cuando puede demostrar que puede producir, evacuar, vender y cobrar.
Chevron no demuestra que el sistema funciona
Chevron suele presentarse como prueba de que Venezuela puede recuperar rápidamente su industria. Yo creo que demuestra otra cosa. Chevron ha operado durante años bajo una arquitectura excepcional de autorizaciones, licencias, comercialización y protección del flujo de caja.
La Licencia General 41 de OFAC, emitida en 2022, permitió determinadas operaciones en las empresas mixtas de Chevron y creó un esquema extraordinario alrededor de la comercialización del crudo.
En otras palabras:
Chevron no ha operado simplemente dentro del modelo convencional venezolano.
Ha operado con una estructura especial. Y precisamente por eso puede producir, exportar y recuperar flujo de caja con un nivel de protección que no tienen todas las demás compañías.
Por eso considero que Chevron no es evidencia de que el modelo venezolano funciona.
Es evidencia de que cuando se crea una arquitectura excepcional que protege producción, comercialización y cobro, una compañía internacional sí puede operar.
La gran pregunta es si Venezuela puede convertir esa excepción en una regla transparente para decenas de operadores.
Todavía no.
El mayor riesgo no siempre está bajo tierra
En la industria petrolera existe riesgo geológico. Pero en Venezuela el inversionista debe añadir otro:
El riesgo de producir y no cobrar.
India ofrece un ejemplo concreto. ONGC Videsh, a través de sus participaciones en proyectos venezolanos, ha reclamado más de US$500 millones en dividendos pendientes.
Repsol representa otro caso mucho más reciente y todavía más contundente: la compañía reportó obligaciones venezolanas por varios miles de millones de dólares vinculadas a operaciones y financiación.
Eso pesa muchísimo en cualquier comité de inversión. Porque antes de autorizar miles de millones en CAPEX, la pregunta inevitable es:
¿Qué garantiza que el dinero invertido regresará?
Y ése es precisamente uno de los problemas más difíciles de corregir. Una ley puede cambiarse en meses. Una reputación contractual tarda años en reconstruirse.
El caso noruego debe contarse correctamente
En los documentos iniciales investigados aparecía la posibilidad de incorporar a Equinor dentro del argumento de deudas impagas.
Después de revisar las fuentes disponibles, no considero responsable afirmar que exista hoy una deuda noruega equivalente a la de ONGC. Lo que sí está claramente documentado es otra cosa. Equinor salió de Petrocedeño y transfirió su participación en 2021.
TotalEnergies también abandonó el proyecto y reconoció una pérdida extraordinaria importante asociada a su salida. Eso no es exactamente lo mismo que “producir y no cobrar”. Pero sí demuestra algo igualmente relevante:
Venezuela ya ha destruido valor para operadores internacionales que durante años estuvieron presentes en el país.
Y ese historial forma parte de cualquier evaluación nueva.
¿Las compañías vienen, evalúan y se van?
Durante años ése fue un patrón evidente. Pero en 2026 la situación merece una lectura más precisa.
ExxonMobil, Shell, BP, Repsol, Eni, Maurel & Prom y otras compañías han vuelto a estudiar oportunidades, mantener conversaciones o avanzar en acuerdos.
Eso es una señal positiva. Pero conviene distinguir tres cosas muy diferentes: interés, acuerdo preliminar e inversión irreversible. Una compañía puede visitar Caracas. Puede firmar un memorando. Puede evaluar un campo. Puede negociar condiciones. Nada de eso significa todavía que haya aprobado miles de millones de dólares para veinte o treinta años. Ésa es la prueba verdadera.
Por eso yo ya no diría que “todas vienen, evalúan y se van”.
Diría algo más preciso: Venezuela ha recuperado el interés internacional, pero todavía debe demostrar que puede convertir ese interés en decisiones finales de inversión a gran escala.
El problema de las reservas
Aquí existe otra confusión frecuente. Venezuela puede poseer un volumen inmenso de hidrocarburos y, sin embargo, no todo ese volumen constituye una reserva comercial inmediatamente explotable.
El estándar PRMS distingue claramente entre recursos existentes y reservas recuperables bajo condiciones comerciales. Mis fuentes cuestionan determinadas cifras históricas y recientes de reservas y, sobre todo, la calidad de algunas certificaciones.
Más allá de esas controversias, el principio técnico es sencillo:
Un barril bajo tierra no vale lo mismo que un barril comercialmente recuperable.
Su valor depende de productividad, recuperación, precio, diluyente, infraestructura, CAPEX, OPEX, fiscalidad, regulación, ambiente y acceso al mercado. Y en crudos extrapesados esa diferencia puede ser enorme. Por eso el debate no debería ser “cuántos barriles tiene Venezuela”.
Debería ser:
cuántos puede producir económicamente, bajo qué condiciones y con qué infraestructura.
NABEP y el problema de la bancabilidad jurídica
El caso de NABEP —mencionado como “Naveb” en parte del material analizado— resume bien estas tensiones. Los anuncios públicos hablan de múltiples campos, enormes volúmenes de reservas y contratos de muy largo plazo.
Pero las distintas versiones públicas sobre duración, estructura contractual y alcance muestran algo fundamental: los grandes anuncios petroleros no sustituyen la claridad jurídica.
Para que un proyecto sea verdaderamente bancable, aseguradoras, bancos, socios y compradores necesitan conocer: quién tiene los derechos, por cuánto tiempo, qué puede producir, qué puede comercializar, cómo accede a infraestructura, qué impuestos paga, cómo resuelve controversias, y qué ocurre si cambia el gobierno o cambia la regulación.
La reforma venezolana de hidrocarburos de 2026 amplió la posibilidad de participación privada. Eso es importante. Pero no elimina automáticamente décadas de riesgo acumulado.
En mi opinión, contratos de este tamaño deberían publicarse con suficiente detalle para demostrar su encaje legal, económico y operativo. La transparencia no debilita un proyecto. Lo hace financiable.
Hay otro cuello de botella: la electricidad
Incluso si Venezuela resolviera campos, contratos y comercialización, todavía existe un problema físico adicional.
La industria petrolera consume enormes cantidades de energía. Bombas, compresores, tratamiento, mejoradores, refinerías, estaciones y terminales dependen de electricidad estable. Y el sistema eléctrico venezolano continúa mostrando limitaciones importantes.
Eso significa que una expansión petrolera relevante probablemente necesitará inversiones paralelas en generación, transmisión y respaldo eléctrico.
Otra vez:
No basta con abrir pozos. Hay que reconstruir ecosistemas industriales completos.
Entonces, ¿qué debería hacerse?
Mi respuesta no es reconstruir la vieja PDVSA. Es construir un modelo diferente.
Primero: separar regulación de operación.
El Estado debe regular, fiscalizar y cobrar regalías e impuestos. No debería ser al mismo tiempo regulador, operador, transportista, almacenador y comercializador.
Segundo: abrir el midstream.
Oleoductos, terminales y almacenamiento deberían operar bajo esquemas transparentes de open access, con tarifas reguladas y acceso no discriminatorio. Eso permitiría que cada operador pueda mover su producción sin depender comercialmente de PDVSA. Esa apertura es pieza central de una futura reestructuración.
Tercero: garantizar el cobro.
La comercialización debe ser trazable. El productor tiene que saber quién vende su petróleo, dónde se deposita el dinero y bajo qué mecanismo cobra.
Escrow, cuentas auditadas, acuerdos de offtake y estructuras financieras internacionales pueden ser más importantes que muchos incentivos fiscales.
Cuarto: auditar reservas campo por campo.
No se trata de anunciar cifras gigantescas. Se trata de demostrar proyectos comercialmente recuperables bajo estándares reconocidos.
Quinto: tratar refinerías y activos industriales como negocios independientes.
Arrendamientos, concesiones y asociaciones de largo plazo probablemente sean más realistas que intentar financiar con recursos públicos toda la rehabilitación del parque refinador.
Sexto: resolver el pasado.
ONGC, Repsol, contratistas, acreedores y antiguos socios forman parte del historial que todo nuevo inversionista examina.
Y la confianza no se construye con discursos. Se construye pagando.
Venezuela puede volver
Yo sí creo que Venezuela puede recuperar una parte importante de su capacidad petrolera. Tiene recursos. Tiene ubicación. Tiene conocimiento acumulado. Tiene proximidad al mercado estadounidense. Y vuelve a despertar interés internacional.
Pero precisamente por eso considero peligroso presentar la recuperación como algo sencillo.
Venezuela no necesita solamente más pozos. Necesita una nueva arquitectura petrolera.
Una industria abierta, competitiva, jurídicamente previsible y financieramente confiable, en la que PDVSA deje de concentrar simultáneamente demasiadas funciones y donde cada operador pueda producir, transportar, vender y cobrar.
Hasta que eso ocurra, el país puede seguir teniendo una de las mayores acumulaciones de petróleo del planeta y, al mismo tiempo, producir una fracción de su potencial.
Porque en petróleo existe una diferencia enorme entre tener reservas y tener una industria.
