Venezuela necesita hasta 220.000 millones de dólares para reflotar su industria petrolera al tiempo que la falta de taladros y los fletes frenan el despegue. La reactivación a gran escala del sector petrolero en Venezuela exigirá inyecciones financieras superiores a los 100.000 millones de dólares en el mediano plazo, una cifra que podría trepar hasta los 220.000 millones de dólares en un lapso mayor a una década si el país aspira a recuperar sus estándares históricos de infraestructura.
Una rigurosa evaluación divulgada este lunes 28 de septiembre de 2026 por el portal especializado OilPrice.com, fundamentada en cálculos de Rystad Energy, Baker Hughes y la OPEP, advierte que la extracción actual —que se consolida por encima de 1,1 millones de barriles diarios (bpd)— enfrentará severos cuellos de botella si las corporaciones no desembolsan liquidez tangible en los yacimientos.
Metas de bombeo a 2035 y el abismo en el parque de taladros
Los escenarios técnicos formulados por la consultora Rystad Energy delinean una ruta ascendente sujeta a la reapertura de pozos inactivos y al control de la declinación natural.
Los analistas proyectan que la nación sudamericana podría bombear 1,6 millones de bpd para el año 2028, elevar la cuota a 1,8 millones hacia 2030 y tocar un techo óptimo de 2,58 millones de bpd en 2035.
En tal sentido, las estadísticas de la firma de servicios Baker Hughes exponen una enorme brecha operativa al constatar apenas 2 taladros de perforación activos en todo el territorio nacional.
Para cristalizar la primera meta fijada para 2028, los operadores deberán multiplicar de forma drástica ese parque hasta situar 50 taladros en los campos, requiriendo cerca de 80 maquinarias operativas antes de finalizar el presente decenio.
Asimismo, los técnicos recalcan que la diferencia entre anuncios mediáticos y desembolsos reales de gasto de capital (Capex) condicionará la velocidad de los proyectos.
A este respecto, la firma North American Blue Energy Partners (NABEP) asumió concesiones centenarias sobre 17 bloques con reservas estimadas en 65.000 millones de barriles e intenciones de desembolso por 100.000 millones de dólares, aunque los especialistas aclaran que este presupuesto constituye una pauta teórica a largo plazo y no un ingreso de caja inmediato.
Convenios privados, refinerías paralizadas y sobrecostos logísticos
El avance de Chevron y nuevas alianzas transnacionales
Por otra parte, la estadounidense Chevron lidera la vanguardia privada en las áreas de explotación mixta.
La corporación norteamericana ejecuta un plan de inversiones superior a los 7.000 millones de dólares a cinco años para colocar su extracción en una franja de entre 375.000 y 600.000 bpd.
En consecuencia, el Estado venezolano pactó memorandos con Continental Resources para desarrollar el bloque Ayacucho 2 en la Faja Petrolífera del Orinoco —área que alberga cerca de 30.000 millones de barriles in situ—, amplió convenios con la italiana Eni y la española Repsol en Junín-5 y Petroquiriquire/Horcón, y facilitó el regreso operativo de contratistas como SLB y Halliburton.
De igual manera, el colapso del Centro de Refinación Paraguaná (CRP) agrava el panorama interno, pues la falta de mantenimiento mantiene a este complejo refinador operando a una fracción mínima de sus 955.000 bpd de capacidad nominal, obligando a importar diluyentes foráneos.
Presión de fletes marítimos y la ventaja del Lago de Maracaibo
Aunado a esto, las dificultades logísticas merman la rentabilidad del crudo nacional en los mercados del exterior.
El flete para un tanquero Aframax (700.000 barriles) desde el terminal criollo de Jose hasta las refinerías del Golfo de México en Estados Unidos se triplicó, pasando de 1,35 millones de dólares (1,9 dólares por barril) a 3,5 millones (cerca de 5 dólares por barril).
Por añadidura, la congestión de los muelles y el alza del transporte fuerzan a casas comercializadoras como Vitol y Trafigura a tasar el crudo Merey 16 con un descuento de entre 18 y 20 dólares frente al barril Brent o WTI.
Por otro lado, la losa de la deuda externa nacional —que suma entre 150.000 y 229.000 millones de dólares entre acreencias soberanas y pasivos de PDVSA— cierra el acceso a líneas de crédito en la banca global.
De modo que los analistas perfilan a los campos maduros del Lago de Maracaibo como el foco más lucrativo en los próximos 18 a 24 meses, dado que sus crudos livianos y su infraestructura instalada permiten agregar hasta 200.000 bpd con menor capital inicial frente al crudo extrapesado del Orinoco.
Con información de Banca y Negocios
