Audio: https://clyp.it/vzli5ujc
Julio A. López, editor jefe.- Venezuela vive el mayor desembarco de capital petrolero extranjero en décadas: veteranos del sector amplían su presencia y nuevos jugadores llegan atraídos por un marco contractual renovado. Según un análisis más reciente de la consultora noruega Rystad Energy, la producción de crudo podría escalar a cerca de 1,6 millones de barriles diarios en 2028 y a 1,8 millones en 2030, siempre que la inversión, los taladros y los servicios petroleros crezcan al ritmo necesario.
El punto de partida ronda hoy los 1,25 millones de bpd, lo que implica un aumento de más de medio millón de barriles en apenas cuatro años. En un escenario optimista, la firma calcula que el bombeo alcanzaría unos 2,58 millones de bpd hacia 2035, con un aporte casi equitativo entre campos maduros y proyectos nuevos.
Radhika Bansal, vicepresidenta sénior de petróleo y gas de Rystad, destacó que la lista de compañías interesadas en operar en el país no tiene precedentes recientes y que esa diversidad debería facilitar la movilización de recursos para reconstruir toda la cadena de suministro. La experta añadió que varias de las oportunidades identificadas habían estado antes en manos de operadoras rusas y chinas, y no descartó nuevas reestructuraciones de posiciones heredadas.
Los movimientos se multiplican. Chevron incorporó los bloques Carabobo-1 y Carabobo-2-Sur-A y anunció un plan superior a 7.000 millones de dólares para los próximos cinco años. La italiana Eni asumió en exclusiva la operación de Junín 5 bajo un contrato de 25 años, Repsol recuperó el control de Petroquiriquire y Shell regresó mediante acuerdos para reactivar Carito y Pirital. Entre los recién llegados figuran la latinoamericana GeoPark, la texana Hunt Oil y la brasileña Fluxus.
A la lista se suman Continental Resources, con un acuerdo preliminar para Ayacucho 2; ExxonMobil, que negocia su retorno; TotalEnergies, que firmó un memorando con Petroleos de Venezuela; y un inversor de origen turco que apuesta por el campo CEMA. En servicios, Halliburton selló alianzas con Eneva y WESCA.
El actor más llamativo es North American Blue Energy Partners (NABEP). A finales de agosto, la Casa Blanca anunció que las autoridades interinas venezolanas le otorgaron concesiones por 100 años sobre 17 campos con reservas probadas de 65.000 millones de barriles. El acuerdo, que Donald Trump calificó como el mayor negocio petrolero de la historia, concede a Washington el derecho a una participación del 35% en la empresa y acceso preferente al 20% de su producción a precio de costo.
NABEP, hoy segundo productor privado del país tras Chevron, asegura haber multiplicado su bombeo de unos 18.000 bpd a más de 200.000 bpd. Sus activos en el lago de Maracaibo, incluidos los antiguos de Petrozamora, vinculados al capital ruso, pasaron de unos 90.000 bpd a finales de 2024 a casi 200.000 bpd en la actualidad. La compañía se fijó como meta alcanzar los 500.000 bpd a finales de 2028.
Rystad, sin embargo, enfría el entusiasmo. La consultora prefiere los programas ligados a operadores con trayectoria y activos concretos frente a ambiciones que dependen de grandes inyecciones de capital externo. Advierte que la cifra de 100.000 millones de dólares de NABEP es una necesidad de financiamiento a largo plazo, no dinero comprometido, y que la empresa no ha revelado cómo la financiará.
El verdadero cuello de botella es operativo. Baker Hughes contabilizaba apenas 2 taladros activos en Venezuela en agosto, frente a la meta del Ministerio de Hidrocarburos de unos 93 para 2028. Rystad estima que harían falta unos 50 en 2028 y casi 80 en 2030 para sostener su proyección. Como señal positiva, SLB mantiene unos 15 equipos en el país que podrían volver a operar en menos de un año.
En el corto plazo, el crecimiento descansará en la rehabilitación de yacimientos existentes, la reactivación de pozos y la perforación de relleno en Maracaibo, en los activos de Chevron en Petropiar y Petroboscan, en el campo Corocoro de Eni y en el bloque Bare de GeoPark. Ya en la década de 2030, el protagonismo pasará a los nuevos desarrollos de la Faja del Orinoco, como Ayacucho 8 de Chevron, Junín 5 de Eni y los bloques recién adjudicados a NABEP.
La conclusión de los analistas es clara: el petróleo está bajo tierra, pero la recuperación dependerá de que el capital llegue de verdad y de que el país logre reconstruir su capacidad de perforación, sus servicios e infraestructura.
