Cuatro compañías con socios extranjeros activos concentran el 35% del crudo que Venezuela reporta a la OPEP. El Ministerio de Hidrocarburos evalúa declarar desiertos al menos 18 campos
El Ministerio de Hidrocarburos estudia declarar «sin interés para inversionistas» al menos 18 campos petroleros operados bajo el esquema de empresas mixtas con PDVSA.
La información proviene de fuentes con acceso a documentos internos del Ministerio y PDVSA. El listado no será divulgado. La señal es clara: sin cambios significativos en las condiciones impositivas, esos activos no tienen comprador.
El diagnóstico está en los propios registros oficiales. De las 32 empresas mixtas que aún figuran en los reportes del Ministerio (el listado original contemplaba 44, algunas fuentes citan hasta 46), 14 registran producción cero en abril de 2026 — entre ellas Petrourica, Petromacareo, Petroguárico, Lagopetrol, Baripetrol, Petrocumarebo y Petrowarao, con activos tanto en tierra como en costa afuera. Otras seis producen individualmente menos de 1.000 barriles diarios — 3.100 b/d entre todas. El 56% del universo registrado está inactivo o es marginal.
Los datos corresponden a producción fiscalizada por el Ministerio de Hidrocarburos. La cifra nacional — 1.136.000 barriles diarios — es el promedio mensual de abril reportado por Venezuela a la OPEP, e incluye producción propia de PDVSA, empresas mixtas y contratos CPP.
En el otro extremo, cuatro empresas concentran el peso real: Petroboscan (110.900 b/d), Petropiar (106.600 b/d), Sinovensa (91.200 b/d) y Petromonagas (88.100 b/d) aportan juntas casi 397.000 barriles diarios — el 35% de la producción nacional. Las cuatro tienen socios extranjeros activos: Chevron en las dos primeras, CNPC en Sinovensa y una empresa rusa en Petromonagas.
Lo que heredó Integra de Petrobras
Cuatro de las empresas con producción cero — Petroritupano, Petrokariña, Petrovenbras y Petrowayú — pertenecían a Petrobras. La brasileña cerró operaciones en Venezuela en mayo de 2017 tras acumular una deuda de PDVSA superior a 1.200 millones de dólares. Sus participaciones pasaron a manos de Integra Oil & Gas, un fondo argentino con posiciones en distribución eléctrica, minería crítica y operaciones en Vaca Muerta. No hay registro de actividad operativa de Integra en Venezuela ni de representantes de la empresa en el país. Los cuatro campos permanecen en cero. Petrobras sigue a la espera de que PDVSA salde la deuda.
Prórrogas: menos de la mitad respondió
En 2025, el Ministerio envió formularios de solicitud de prórroga a 16 empresas mixtas cuyos contratos vencen en 2026. Según el documento de cierre del proceso, al que Petroguía tuvo acceso, 38% manifestó intención de continuar, 6% indicó que no seguiría, 13% dio respuestas ambiguas y 44% no respondió. En términos de solicitudes formales: 56% cumplió el trámite; 44% no lo hizo.
La Asamblea Nacional aprobó extensiones para cuatro empresas. Petroperijá y Boquerón obtuvieron prórroga hasta 2041, ambas vinculadas operativamente a la filial rusa Petromost. Petropiar — PDVSA 70% / Chevron 30% — fue autorizada desde 2033 hasta 2047. Petroboscan, con PDVSA 60% y Chevron 40%, opera hasta 2040.
El caso más complejo es Petroindependencia. En 2024 el parlamento extendió su licencia hasta 2050 y Chevron elevó su participación de 34% a 49% en el proyecto Carabobo 3, sur de Monagas. Japan Carabobo UK había anunciado su salida en 2021. En abril, Suelopetrol — socio venezolano con 1% del capital — denunció públicamente la presunta ilegalidad y falta de transparencia en ese acuerdo. Chevron respondió que cumple con todas las leyes aplicables en cada país donde opera y remitió cualquier consulta sobre las acciones de Suelopetrol a la Corporación Venezolana del Petróleo y a los ministerios competentes.
El modelo CPP gana terreno
Mientras el esquema de empresas mixtas acumula campos paralizados, los contratos de producción productiva (CPP) ya registran producción fiscalizada en tres operaciones: Petrozamora con 94.700 b/d, China Concord Resources con 10.300 b/d y AldyL Energía con 7.800 b/d.
Vale precisar dos activos que generan confusión. Petrolera Roraima — antes San Félix — es una empresa mixta activa con 31.200 b/d. Petrocedeño migró al modelo CPP y opera hoy bajo contrato con Nabep. Estructuras distintas, historias distintas.
Entre 2024 y 2025, otros diez grupos empresariales obtuvieron derechos sobre al menos 20 campos bajo la Ley Anti-Bloqueo. Ninguna de esas asignaciones fue anunciada públicamente.
Por qué los campos maduros no atraen
La razón es siempre la misma. «Los incentivos recientes no son suficientes para atraer dinero a los campos petroleros maduros. Se requiere mucha inversión en infraestructura y reparación de daños ambientales para sacar pocos barriles», dijo un directivo de una empresa que analizó los campos disponibles con el Ministerio.
Los casos concretos lo ilustran. Petrocumarebo tiene los campos La Vela, Cumarebo y Tiguaje cerrados por pérdida de capacidad de transporte y manejo de producción. Petrowarao opera con Pedernales cerrado por imposibilidad de despacho y Ambrosio sin producción por falla estructural en el tanque de almacenamiento.
La reforma de enero eliminó el requisito de aprobación parlamentaria para nuevos contratos y prórrogas. Los 18 campos que el Ministerio evalúa declarar desiertos sugieren que la flexibilización regulatoria, por sí sola, no está destrабando inversión en buena parte del parque petrolero maduro venezolano.
