En septiembre, una plataforma utilizada para perforar pozos en aguas someras completó el largo viaje desde China hasta la región petrolera venezolana del Lago de Maracaibo. El paso de la enorme y antigua plataforma, llamada Alula, a pocos centímetros del puente que conecta la ciudad de Maracaibo con los yacimientos petrolíferos de la costa oriental del lago despertó el entusiasmo entre residentes y trabajadores, quienes no habían visto llegar ningún equipo de perforación nuevo en años debido a las sanciones estadounidenses.
La plataforma chocó contra un oleoducto al atravesar el Lago y sobre los 20 mil kilómetros de tuberías subterráneas. El crudo se filtró durante meses antes de que se pudieran realizar las reparaciones y se instalara la plataforma en el lago contaminado a finales del año pasado. El aumento de la producción de crudo ha sido pequeño desde entonces, detalla Reuters.
La historia de Alula es una advertencia para las compañías energéticas extranjeras como la petrolera estadounidense Chevron que buscan expandirse rápidamente en Venezuela y asumir los proyectos a corto plazo necesarios para impulsar la producción petrolera del país. Cada avance suele traer consigo nuevos desafíos.
Otras empresas extranjeras con presencia en el país incluyen la española Repsol, ENI de Italia, Maurel&Prom de Francia y la Corporación Nacional de Petróleo de China.
El presidente estadounidense, Donald Trump, quiere que las empresas estadounidenses inviertan 100 miñ millones de dólares en la reconstrucción de una industria petrolera que ha sufrido 20 años de abandono, mala gestión y falta de inversión. Washington ha estado flexibilizando las sanciones desde su incursión militar para derrocar a Maduro a principios de enero, emitiendo varias licencias generales que permiten a las empresas energéticas exportar, importar, invertir y operar proyectos de petróleo y gas en el país miembro de la OPEP.
Las primeras expansiones podrían llevar al país sudamericano a agregar hasta 500 mil barriles por día (bpd) de producción de crudo en tan sólo seis meses desde el actual millón de bpd, dijeron dos ejecutivos de compañías con activos allí.
El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo este mes desde Caracas que espera un «aumento dramático» en la producción de Venezuela en los próximos meses.
La producción petrolera del país sudamericano, su principal fuente de ingresos, aumentó un 17 % en 2025 a pesar de las sanciones estadounidenses y años de subinversión, pero se mantuvo en una fracción de los más de tres millones de barriles por día producidos en 1998.
La producción petrolera del país sudamericano, su principal fuente de ingresos, aumentó un 17 % en 2025 a pesar de las sanciones estadounidenses y años de subinversión, pero se mantuvo en una fracción de los más de tres millones de barriles por día producidos en 1998.
Mientras tanto, la capital petrolera estadounidense, Houston, y las regiones petroleras de Venezuela están en efervescencia, movilizándose para la fiebre del petróleo y las oportunidades de negocio que ofrece participar en una de las obras de reparación más grandes que la industria energética haya visto jamás. Se trata de un esfuerzo de la envergadura de las obras para impulsar la producción de Irak tras la Segunda Guerra del Golfo o para rehabilitar los yacimientos petrolíferos kuwaitíes incendiados por el líder iraquí Saddam Hussein.
Según media docena de trabajadores de la industria, empleados petroleros con experiencia en Venezuela y ejecutivos que planean trabajar allí, así como numerosos expertos y analistas de la industria entrevistados por Reuters para este artículo, la primera fase en Venezuela implicaría proyectos relativamente sencillos para acelerar el flujo de petróleo: el uso de plataformas ya existentes en el país, la rehabilitación de pozos deteriorados y mejoradores de crudo que operan por debajo de su capacidad, y la reparación de puertos y oleoductos operados por la petrolera estatal PDVSA. Pero incluso los proyectos fáciles son difíciles, dijeron, y después, el trabajo se complicará aún más.
A principios de febrero, un reportero de Reuters que recorrió la zona del Lago de Maracaibo vio chatarra petrolera, tanques rebosantes de crudo, yacimientos abandonados, costas ennegrecidas y largas filas de vehículos para comprar gasolina cerca de las terminales de almacenamiento y los centros de operaciones de PDVSA. Todos eran recordatorios visibles de cuánto trabajo queda por delante, incluso para cosechar lo que podría considerarse la fruta al alcance de la mano, en la región que alberga las instalaciones de producción más antiguas de Venezuela y tiene la segunda mayor capacidad de producción del país.
Los primeros pasos
Entre los primeros pasos que prevén las empresas estaría ejecutar proyectos como el planeado por China Concord Resources Corp, que trajo la plataforma Alula a Venezuela el año pasado.
La empresa pretende aumentar la producción combinada de petróleo ligero y pesado de dos yacimientos a 60 mil bpd para finales de este año, desde los 16 mil bpd de diciembre, mediante un programa de mil millones de dólares que requeriría la rehabilitación de hasta 875 pozos inactivos antes de poder perforar nuevos. La compañía está solucionando numerosos problemas imprevistos, desde el suministro insuficiente del gas necesario para mantener la presión en los pozos hasta la pérdida de datos técnicos clave y la falta de transporte para los trabajadores, según informó una fuente del proyecto, añadiendo que estos obstáculos le han impedido alcanzar los objetivos de producción.
No está claro si ese proyecto se llevará a cabo después de que Trump declarara que las empresas de rivales estadounidenses en el escenario político mundial —China, Rusia e Irán— ya no eran bienvenidas en Venezuela. Bajo las sanciones, las empresas de esos países estaban entre las pocas dispuestas a trabajar allí.
En cambio, Chevron —durante años la única gran petrolera estadounidense que produjo crudo en el país— se encuentra en una posición privilegiada para obtener ganancias tempranas. La compañía necesita el tipo de crudo ligero que China Concord extrae y compite con sus rivales para asegurar el suministro en el Lago de Maracaibo.
El petróleo ligero y el combustible que puede diluir el petróleo venezolano, similar al alquitrán, son productos valiosos para las empresas energéticas que operan en Venezuela. Sin costosos mejoradores de crudo o diluyentes, las enormes reservas de crudo extrapesado del país no pueden transportarse ni exportarse.
La promesa de barriles relativamente fáciles de producir está aumentando el apetito de las compañías petroleras extranjeras por trabajar en regiones altamente contaminadas o técnicamente complejas como el Lago de Maracaibo y el Norte de Monagas, que la estatal PDVSA ha descuidado en las últimas décadas como parte de su estrategia para mantener el foco en la prolífica y rica Faja del Orinoco más al sureste.
El petróleo de los alrededores de Maracaibo también podría ser más barato de producir para Chevron que el de otras regiones de Venezuela, especialmente porque los precios del crudo siguen siendo bajos, porque no necesita ser tratado antes de su exportación, dijo un ex empleado que trabajó en las operaciones de Venezuela.
Otras opciones incluyen reabrir los pozos existentes que fueron cerrados debido a la falta de equipo especializado o suministro de energía, reacondicionar pozos de bajo rendimiento para aumentar la producción y perforar nuevos pozos, dijo el ex empleado, y agregó que Chevron probablemente tendría una larga lista de nuevas ubicaciones de pozos bajo consideración.
Chevron afirmó que «ha sido parte del pasado de Venezuela y sigue comprometida a trabajar en conjunto por su futuro», y agregó que da la bienvenida a las recientes licencias estadounidenses y las reformas legales en Venezuela.
El Ministerio de Petróleo y PDVSA no respondieron a las solicitudes de comentarios. No fue posible contactar inmediatamente a China Concord para obtener sus comentarios.
Crudo más pesado del Orinoco
Empresas con contratos petroleros y participaciones en proyectos en todo el país compiten por acceder a equipos especializados que ya se encuentran allí. Hay hasta 14 plataformas de perforación almacenadas durante años en Venezuela, propiedad de SLB con sede en Houston, abre una nueva pestaña, uno de los principales proveedores de servicios petroleros mundiales, dijeron tres fuentes con conocimiento de sus activos.
SLB ha sido el principal proveedor de servicios de Chevron desde que inició su programa de perforación más reciente en Venezuela en 2024, como parte de una amplia licencia anterior en EEUU Al igual que la mayor petrolera estadounidense, SLB cuenta con una larga trayectoria en el país.
Las plataformas que SLB tiene en Venezuela fueron desplegadas para proyectos de PDVSA antes de que Estados Unidos impusiera sanciones en 2019. Después de eso, las empresas estadounidenses y aquellas que acataban las sanciones estadounidenses no pudieron operar plataformas ni equipos especializados allí.
SLB afirmó que sigue contando con instalaciones, equipos y personal operativos en Venezuela, y que se encuentra en las primeras etapas de colaboración con sus clientes para los próximos pasos. «Confiamos en que, en las condiciones y el entorno de seguridad adecuados, podremos intensificar nuestras actividades rápidamente».
Las plataformas de perforación y reacondicionamiento son muy necesarias en la vasta Faja del Orinoco, donde la producción suele implicar un sistema de conjuntos de pozos. Sin embargo, la necesidad de diluyentes para mezclar con el crudo extrapesado podría ser más urgente para drenar los inventarios de petróleo acumulados en los últimos meses e impulsar las exportaciones.
Chevron y otros socios de PDVSA se centran en conseguir equipos de perforación, acceso a mejoradores de crudo y a petróleo ligero o nafta que puedan utilizarse para la mezcla. La empresa estadounidense también necesitaría renovar la infraestructura propiedad de PDVSA, como la terminal de exportación de Bajo Grande. Además, tendría que dragar el canal de navegación en el Lago de Maracaibo, lo cual no se ha realizado correctamente durante años debido a que las sanciones impidieron a las empresas contratar las dragas para realizar el trabajo.
Para que Chevron aumente significativamente la producción en el Orinoco, se requeriría una modernización del mejorador de su proyecto Petropiar, que transforma el crudo extrapesado en crudo exportable. Dicha instalación tampoco ha sido completamente reparada durante años, según informaron dos fuentes de Chevron.
Solo cinco proyectos en Venezuela, de más de 40 empresas mixtas entre PDVSA y empresas extranjeras y locales, tienen acceso a mejoradores o estaciones de mezcla para procesar el petróleo extrapesado del Orinoco, una región que posee más del 80% de los 303 mil millones de barriles de reservas estimadas de crudo del país.
Las empresas sin mejoradores tendrían que conseguir diluyentes importados costosos para poder exportar barriles, una opción que reduciría su rentabilidad y que también presenta desafíos logísticos debido a las limitaciones de Venezuela para descargarlos, transportarlos y almacenarlos.
North American Blue Energy Partners, vinculada al magnate estadounidense del asfalto Harry Sargeant, lleva meses reparando al menos una plataforma petrolera de PDVSA para su proyecto Petrocedeño en el Orinoco. La finalización de estas reparaciones podría poner en funcionamiento los equipos inactivos con relativa rapidez, según dos fuentes cercanas a la compañía.
North American Blue Energy Partners no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.
Thomas O’Donnell, estratega energético independiente, dijo que muchos yacimientos petrolíferos venezolanos dados por agotados aún pueden tener un potencial de producción significativo.
«Muchos de los que se decía que estaban muertos, agotados, en realidad no lo están. PDVSA simplemente no tenía la habilidad ni el equipo para seguir utilizándolos y estaban seleccionando los campos que les interesaban», dijo.
O’Donnell mencionó campos maduros donde los últimos estudios sísmicos se realizaron en la década de 1990 o principios de la década de 2000 con tecnología 2D obsoleta. Añadió que las empresas podrían lograr ganancias sustanciales al entrar en campos ya en funcionamiento y actualizarlos a los estándares, lo que podría generar un aumento de entre el 50 % y el 100 % con respecto a lo que se está produciendo actualmente.
El riesgo jurídico persiste
Un ejecutivo de una compañía de servicios petroleros que ha trabajado en Venezuela, hablando bajo condición de anonimato, dijo que el país podría aumentar la producción general en los campos existentes hasta 1,5 millones de bpd en menos de un año, siempre que los productores de petróleo obtengan las licencias que necesitan.
La persona afirmó que los yacimientos petrolíferos venezolanos son «muy indulgentes; se puede aumentar considerablemente la producción», refiriéndose a las abundantes reservas. Sin embargo, el ejecutivo añadió que persisten problemas en la cadena de suministro y grandes preocupaciones de seguridad, especialmente en los alrededores de Maracaibo.
El ejecutivo también señaló que persiste la incertidumbre jurídica, ya que no hay garantía de que los acuerdos firmados ahora sean respetados por los gobiernos futuros.
La Asamblea Nacional de Venezuela aprobó en enero una amplia reforma petrolera que da autonomía a las empresas extranjeras, pero algunos de los nuevos modelos de contrato, que inicialmente fueron impulsados por Maduro con poco éxito, todavía son considerados como riesgosos por algunos inversores potenciales, dijeron los ejecutivos, agregando que se necesita más regulación para gobernar esos contratos.
También existen cuestiones constitucionales sobre la legitimidad a largo plazo de la reforma aprobada. Estados Unidos, la Unión Europea y otros países no han reconocido los resultados de las elecciones parlamentarias y presidenciales de los últimos años que consideraron fraudulentas.
Otro riesgo importante para los inversores es que los futuros gobiernos de Estados Unidos cambien su política y alivien la presión que ha obligado a Caracas a ceder el control de las exportaciones y los ingresos del petróleo a Washington.
Un trabajador de la terminal La Salina de PDVSA, cerca del Lago de Maracaibo, declaró a Reuters que la inversión requerida será enorme, según su experiencia de 22 años trabajando en la zona. «Muchas empresas que llegan tienen los medios para solucionar esto, pero aún está por verse si estarán dispuestas a hacerlo una vez que vean este desastre», afirmó el trabajador.
Por: Agencias / Foto: Cortesía