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La petrolera francesa Maurel & Prom (M&P) informó que su producción neta en Venezuela promedió 8.558 barriles diarios (b/d) entre enero y septiembre de 2026, un alza de 5% frente al mismo lapso de 2025. También confirmó que realizó tres levantamientos de crudo (cargas de petróleo en buques para su exportación) en el tercer trimestre.
Se trata de uno de los pocos datos corporativos recientes y cuantificados sobre producción y comercialización de petróleo venezolano fuera de las cifras de Petróleos de Venezuela (PDVSA).
La empresa, controlada por la estatal indonesia Pertamina, participa con 40% en Petroregional del Lago (PRDL), la compañía mixta con Petróleos de Venezuela que opera el campo Urdaneta Oeste, en el Lago de Maracaibo, estado Zulia. La participación pertenece a M&P Iberoamérica, filial en la que el grupo francés tiene 80%.
La producción neta es la porción que corresponde a la empresa según su participación. Según el reporte de actividad, esa cifra subió en cada trimestre: 7.963 b/d entre enero y marzo, 8.730 b/d entre abril y junio y 8.968 b/d entre julio y septiembre. Con una participación de 40%, ese último dato equivale a una producción bruta cercana a 22.400 b/d en el campo. Eso concuerda con los 22.500 b/d que la compañía reportó para julio.
Las cifras venezolanas no se suman a las ventas consolidadas del grupo. Esas ventas alcanzaron 574 millones de dólares (+17%) en los nueve meses, impulsadas por un precio promedio de venta de 98,8 dólares por barril, 40% superior al de 2025. Incluyendo Venezuela, la producción total de M&P fue de 39.126 barriles equivalentes diarios.
Exportaciones regulares, destino sin revelar
Las ventas de crudo se reanudaron en junio. Las hizo posibles la Licencia General 50A, emitida el 18 de febrero por la Oficina de Control de Activos Extranjeros (OFAC) del Departamento del Tesoro de EE.UU., que incluyó expresamente a M&P entre las empresas autorizadas a operar con Petróleos de Venezuela. El primer embarque fue de unos 500.000 barriles, y la empresa anunció en julio un segundo de aproximadamente un millón de barriles para finales de ese mes.
En su reporte de octubre, M&P habló de tres levantamientos adicionales en el tercer trimestre y anticipó que el ritmo de cargamentos se mantendrá regular en los próximos meses. Sin embargo, no precisó el volumen de cada embarque, sus compradores ni sus puertos de destino. Tampoco detalló las condiciones de pago de esos despachos.
El marco de referencia sigue siendo el acuerdo firmado con Petróleos de Venezuela en noviembre de 2023. Ese acuerdo fijó en 914 millones de dólares la deuda acumulada con M&P Iberoamérica. También estableció un mecanismo en cascada, es decir, un orden de prioridades para repartir los ingresos de la empresa mixta entre impuestos y regalías, costos operativos e inversiones, y el pago de esa deuda.
Bajo ese esquema, en enero de 2024 uno de los cargamentos se descontó íntegramente de lo adeudado. La compañía no ha informado cuánto de ese pasivo queda pendiente ni qué parte de los cargamentos de 2026 se destina a amortizarlo.
Rehabilitación de Urdaneta Oeste
En el plano operativo, M&P indicó que continúan las labores de perforación y reacondicionamiento de pozos (trabajos de reparación en pozos existentes para recuperar o aumentar su flujo), retomadas en marzo. El programa de 2026 se concentra principalmente en recuperar pozos existentes, como paso previo a una campaña de perforación prevista a partir de 2027.
La meta de largo plazo es más ambiciosa. Cuando adquirió la participación de Shell en 2018, M&P se planteó llevar el campo de unos 16.000 b/d a 70.000 b/d. En noviembre de 2023, tras el acuerdo con Petróleos de Venezuela, se habló de alcanzar 60.000 b/d en dos años. Hoy la producción bruta apenas supera un tercio de esa cifra.
La operación venezolana atravesó un periodo de incertidumbre. La licencia específica de la OFAC venció el 27 de mayo de 2025 y la empresa suspendió sus exportaciones. En febrero de 2026 quedó fuera de la primera Licencia General 50, lo que hizo caer su acción en París, hasta que días después fue incluida en la versión 50A.
Mientras tanto, el grupo avanza en otros frentes en la región. Espera cerrar antes de fin de año la compra de los activos de Gran Tierra Energy en Colombia y Ecuador. En octubre completó un refinanciamiento de 465 millones de dólares que eleva su liquidez bancaria disponible a 505 millones.
