The Daily Journal – Petróleos de Venezuela (PDVSA) trazó como meta cerrar el año 2026 con una producción nacional de 1,3 millones de barriles diarios (mbd), desde los 1,24 mbd que reporta actualmente, según anunció el presidente de la estatal, Héctor Obregón Pérez, durante la Conferencia de Energía, Petróleo y Gas (CEPEG 2026) que se celebra en Maracaibo.
El objetivo de la petrolera estatal se dio a conocer en el marco del 40.º aniversario de la Cámara Petrolera de Venezuela, capítulo Zulia, evento que reúne a operadores, proveedores y empresas nacionales e internacionales para abordar los retos operativos y las oportunidades de inversión del sector.
Durante su intervención, Obregón desglosó las metas por región y vinculó el crecimiento a los cambios regulatorios impulsados por el Gobierno para ampliar la participación privada. En la cuenca occidental del Lago de Maracaibo, uno de los principales focos de recuperación, el objetivo es pasar de los 370.000 barriles diarios actuales a 400.000 al cierre del año. El funcionario atribuyó esta recuperación a la colaboración entre empresas locales, operadores privados e inversionistas, y señaló que la zona pasó de producir unos 70.000 barriles diarios hace cuatro años a la cifra actual.
El presidente de PDVSA destacó que la estrategia para elevar la producción se sustenta en la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la publicación de su reglamento y la adopción de nuevos modelos contractuales. En este sentido, informó que la estatal ha suscrito 61 contratos de participación productiva de hidrocarburos y mantiene otros 44 en negociación. La meta, precisó, es cerrar el año con 105 acuerdos a escala nacional.
Estas cifras, sin embargo, deben contrastarse con los datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). En su informe de septiembre, la OPEP situó la producción venezolana en 1,15 millones de barriles diarios según fuentes secundarias, frente a 1,133 millones en agosto. La cifra comunicada directamente por Venezuela fue de 1,206 millones de barriles diarios en septiembre, lo que evidencia que la meta de PDVSA requerirá un incremento adicional de la actividad.
Electricidad y gas: los cuellos de botella para la inversión
El anuncio de metas de producción se produce en un contexto en el que las empresas que operan en el país intentan resolver una limitación clave: la disponibilidad de electricidad y gas. Roy Biagioni, presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, capítulo Zulia, señaló que las compañías necesitan estos insumos para operar, además de mejores condiciones para la navegación en el Lago de Maracaibo.
En este sentido, la autogeneración eléctrica está tomando forma como respuesta. Biagioni indicó que Chevron ya dispone de generación propia y prevé incorporar otro equipo, mientras que Repsol trabaja en un proyecto para producir su propia electricidad. El dirigente gremial estimó que para 2027 las empresas petroleras que desarrollan estos proyectos podrían operar de manera independiente del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), una estrategia que busca garantizar la continuidad de las operaciones y reducir la dependencia de la red pública.
Como complemento a las metas de crudo, el presidente de PDVSA también anunció que para el primer trimestre de 2027 se proyecta un incremento significativo en la inyección de gas metano para uso industrial y residencial en la entidad.
El potencial de los pozos y las advertencias del gremio
Si bien el Gobierno y PDVSA trazan metas optimistas, el sector privado advierte que la materialización de estos objetivos depende de condiciones operativas que aún deben resolverse. Biagioni afirmó que todavía no observa avances importantes derivados del nuevo acuerdo energético entre Venezuela y Estados Unidos en los municipios petroleros del Zulia, y advirtió que la llegada de inversiones y equipos requiere tiempo.
«No vayan a pensar que esto es de un día para el otro. Los niveles de inversión son muy altos. Los equipos tienen que venir. Esto es poco a poco», declaró el presidente de la Cámara Petrolera.
El dirigente calculó que en el Zulia existen entre 5.200 y 5.500 pozos de categoría 2 que podrían reactivarse con mayor rapidez que otros. Si se logra recuperar ese conjunto, la producción adicional podría alcanzar los 400.000 barriles diarios, una proyección del potencial de recuperación planteada por el gremio, más no una producción asegurada. La viabilidad dependerá del estado de cada pozo, de las reparaciones necesarias y de la inversión que requiera su puesta en marcha. Biagioni reconoció que la infraestructura petrolera de la región está deteriorada, aunque sostuvo que buena parte puede repararse, y advirtió que desarrollar campos nuevos puede ser más complejo cuando no cuentan con vialidad ni suministro eléctrico.
Expectativas de los proveedores y el trasfondo de los acuerdos internacionales
Las expectativas de crecimiento también se reflejan entre los proveedores de equipos y servicios. José Menegaldo, representante de SM Baralt, señaló que los nuevos proyectos podrían generar una demanda importante de soluciones tecnológicas y servicios especializados, y mencionó que los operadores requieren más de 400 embarcaciones para el área naval.
Las discusiones de CEPEG 2026 se producen en una nueva etapa de acercamiento energético entre Caracas y Washington. El 28 de agosto se anunció un acuerdo para desarrollar 17 campos petroleros venezolanos mediante North American Blue Energy Partners (NABEP), con reservas probadas estimadas en más de 65.000 millones de barriles y un plan de inversión que podría alcanzar los US$100.000 millones. En paralelo, el 2 de septiembre se formalizaron acuerdos con Chevron, Eni y otras empresas; Chevron anunció planes de inversión superiores a US$7.000 millones para aumentar su producción en Venezuela, mientras que Eni prevé invertir en el desarrollo del campo Junín 5.
La presencia de empresas internacionales en la conferencia se enmarca en ese intento de atraer capital, tecnología y servicios para recuperar la industria. No obstante, las advertencias del gremio petrolero sobre las inversiones, la electricidad y el estado de los campos muestran que la materialización de esos proyectos dependerá también de condiciones operativas que todavía deben resolverse.
