La reactivación del negocio petrolero venezolano ya no se explica solo por PDVSA, sino por el peso específico de cinco grandes operadoras internacionales que comparten riesgos y barriles con la estatal en empresas mixtas estratégicas. Chevron, BP, Eni, Repsol y Shell participan en proyectos de crudo pesado, campos tradicionales y grandes yacimientos de gas costa afuera que, en conjunto, sostienen algo más de una quinta parte de la producción nacional y concentran buena parte del potencial de incremento hacia 2026. Su rol, habilitado ahora por un nuevo marco de licencias de Washington, será decisivo para determinar cuántos barriles adicionales podrá aportar Venezuela al mercado global y con qué velocidad podrá recuperar su deteriorada infraestructura energética.
Panorama general de los negocios y la producción
Venezuela produce algo más de 1 millón de barriles diarios (bpd) de crudo, muy por debajo de los más de 3 millones bpd que alcanzó en su mejor momento. Las empresas Chevron, BP, Eni, Repsol y Shell concentran una parte clave de la producción efectiva y del potencial de incremento bajo el nuevo marco de licencias.
En el corto plazo, los analistas proyectan que, con sanciones aliviadas y mayor inversión, la producción total podría subir hacia 1,1–1,2 millones bpd, apoyada en reactivaciones de campos y mejor utilización de mejoradores de crudo pesado operados junto con socios internacionales. La mayor palanca inmediata está en las empresas mixtas de la Faja del Orinoco y en campos tradicionales del occidente, donde Chevron ya aporta alrededor de una quinta parte del bombeo nacional.
Chevron: el ancla en la Faja y el occidente
Chevron es el socio extranjero más relevante de PDVSA, con participaciones entre 25% y 60% en cinco proyectos de petróleo, tanto en la Faja del Orinoco como en el occidente del país. A través de cuatro empresas mixtas, su producción ronda los 200.000 bpd, lo que equivale aproximadamente a 22% del crudo que bombea Venezuela.
Estas empresas mixtas se concentran en crudos pesados y extrapesados (con mejoradores como Petropiar y proyectos en la cuenca del Lago de Maracaibo), donde la continuidad de inversión permitió preservar parte de la infraestructura pese a las sanciones. Con las nuevas licencias, Chevron puede incrementar capital, reactivar pozos cerrados y ampliar capacidad de procesamiento, por lo que se le atribuye la mayor contribución inmediata al crecimiento de entre 100.000 y 200.000 bpd adicionales en los próximos meses y años.
Repsol y Eni: gas costa afuera y crudos medianos
Repsol y Eni operan conjuntamente algunos de los activos de gas más importantes de Venezuela, además de participar en proyectos de crudo en tierra. Un ejemplo emblemático es el campo gasífero costa afuera Perla (bloque Cardón IV), considerado uno de los mayores yacimientos de gas de América Latina, que produce del orden de 580 millones de pies cúbicos diarios de gas, destinado principalmente al mercado interno.
En crudo, Repsol participa en empresas mixtas como Petroquiriquire y Petrocarabobo, donde se extraen crudos medianos y pesados en Monagas y en la Faja del Orinoco. Aunque la información pública no detalla con precisión su aporte en barriles, se trata de decenas de miles de bpd combinados, con margen para crecer si se liberan inversiones y se estabiliza el entorno regulatorio. Las nuevas licencias facilitan que tanto Repsol como Eni usen producción de crudo y gas para recuperar deudas con PDVSA y para abastecer mercados en Europa y el Caribe bajo reglas más claras.
Shell y BP: apuestas en gas y proyectos en pausa
Shell y BP tienen un perfil más concentrado en gas y proyectos con fuerte potencial, algunos de los cuales estuvieron congelados o ralentizados por años. Shell es clave en la cadena de gas costa afuera vinculada a Trinidad y Tobago y en desarrollos que podrían alimentar proyectos de gas natural licuado (GNL) regionales, lo que convierte su participación en estratégica más por volumen futuro que por su aporte actual en barriles.
BP ha sido socio en proyectos de crudo y gas, algunos de ellos afectados por la revocatoria de licencias previas, lo que dejó inversiones en suspenso. Con el nuevo marco (GL 50), BP puede volver a negociar y operar sus activos, pero el nivel de producción inmediata es reducido comparado con Chevron y con los campos ya maduros de Repsol y Eni. Aun así, Washington ve en BP y Shell piezas fundamentales para el relanzamiento del negocio gasífero venezolano, que podría complementar en el mediano plazo el aumento de crudo pesado para refinerías del Golfo de Estados Unidos.
Producción estimada y potencial bajo el nuevo esquema
Aunque las cifras exactas por compañía no se publican de manera sistemática, la mejor información disponible permite esbozar un panorama aproximado:
- Producción total de Venezuela: algo más de 1 millón bpd de crudo.
- Aporte de Chevron: alrededor de 200.000 bpd vía cuatro empresas mixtas, es decir, cerca de una quinta parte del total nacional.
- Aportes combinados de Repsol, Eni, Shell y BP: decenas de miles de bpd en crudo, más un volumen significativo de gas (encabezado por los ~580 millones de pies cúbicos diarios en Perla), con amplio margen para crecer con nuevas inversiones.
- Potencial de incremento nacional con alivio de sanciones y mayor inversión: subida hacia 1,1–1,2 millones bpd en 2026, apoyada principalmente en las empresas mixtas donde estas cinco operadoras son socias.
En síntesis, el negocio que se abre con las nuevas licencias no solo devuelve a cinco gigantes petroleros a la primera línea del mapa venezolano, sino que coloca sobre la mesa un aumento gradual de producción que dependerá de la rapidez con que se firmen contratos, se ejecuten inversiones y se estabilice el entorno político y regulatorio.
