Pero es el reciente cambio en los flujos —no en las reservas— lo que está empezando a replantear la forma en que se percibe al país en la planificación del suministro mundial. La producción sigue limitada a alrededor de 1-1,1 millones de barriles diarios (bpd), mientras que las exportaciones han aumentado ligeramente hasta aproximadamente 1,25 millones de bpd, respaldadas por una mayor exportación de crudo a Estados Unidos, India y Europa en el marco de sanciones selectivas.

Esta divergencia entre una producción relativamente estable y unos flujos de exportación en mejora se considera cada vez más no como un déficit estructural, sino como consecuencia de las restricciones de capital, la degradación de las infraestructuras y las condiciones geopolíticas de acceso cambiantes.

En este contexto, la Venezuela Energy Week 2026 —la mayor cumbre de inversión energética del país, que tendrá lugar a finales de este año— se ha convertido en un punto de encuentro para debatir la reincorporación, reuniendo a operadores, empresas de servicios e inversores para abordar la estructura práctica de la reincorporación, incluidos los marcos de concesión de licencias, el diseño de empresas conjuntas, la reconstrucción de la capacidad de servicios y la logística de exportación.

A diferencia del crudo ligero de esquisto de la cuenca del Pérmico en EE. UU. o de los desarrollos en aguas profundas de Guyana, las reservas de Venezuela son predominantemente de crudo extrapesado. La producción depende de la mezcla, el enriquecimiento, el suministro de diluyentes y una infraestructura de exportación fiable, lo que hace que la producción sea muy sensible a la disponibilidad de capital y a la integridad operativa.

Las estimaciones del sector sugieren que Venezuela puede mantener una producción de entre 1 y 1,3 millones de barriles diarios en condiciones de capital limitado, pero que se necesitarían entre 50 000 y más de 100 000 millones de dólares en inversiones por fases para restablecer la producción por encima de los 2 millones de barriles diarios a largo plazo. Como resultado, Venezuela ya no se valora únicamente por el tamaño de sus reservas o su producción actual, sino por la probabilidad y el momento de la futura recuperación de la producción.

Chevron sigue siendo la operadora occidental con mayor presencia estructural en Venezuela, con empresas conjuntas en el Cinturón del Orinoco que sustentan unas exportaciones estimadas de entre 250 000 y 300 000 barriles diarios. Su posición sigue limitada por los marcos de concesión de licencias del Tesoro de EE. UU., lo que refuerza la posición de Venezuela como un punto de apoyo estratégico más que como un mercado de crecimiento fundamental.

Otras grandes empresas mantienen opciones en lugar de comprometer capital a gran escala: ExxonMobil está evaluando una posible reincorporación a activos históricos del Orinoco, como Cerro Negro, al tiempo que sopesa los costes de rehabilitación y el riesgo legal derivado de nacionalizaciones anteriores. Empresas europeas como Repsol y Eni siguen operando en Venezuela a través de operaciones limitadas de intercambio de crudo y vinculadas a condensados, relacionadas con la producción y los flujos de compra existentes.

Las empresas de servicios petroleros, en particular SLB y Halliburton, se están posicionando como facilitadores clave de cualquier vía de recuperación, ya que la limitación principal ha pasado del potencial del subsuelo a la capacidad de ingeniería y la rehabilitación de infraestructuras.

Los analistas estiman que recuperar entre 300 000 y 400 000 barriles diarios de producción adicional llevaría varios años, lo que subraya el papel de Venezuela como contribuyente gradual a la oferta, más que como fuerza de equilibrio inmediata en los mercados mundiales, pero también refuerza la magnitud del potencial alcista una vez que las condiciones de infraestructura y capital comiencen a alinearse.

El resurgimiento gradual de Venezuela se está desarrollando en paralelo a tres dinámicas de oferta que compiten entre sí. Guyana, liderada por el bloque Stabroek de ExxonMobil, sigue creciendo rápidamente y ya supera los 900 000 bpd, lo que la posiciona como el principal motor de crecimiento de la cuenca atlántica. El esquisto estadounidense sigue siendo el productor marginal de equilibrio, pero muestra signos de estancamiento de la productividad. Mientras tanto, la OPEP+ sigue dando prioridad a la estabilidad de los precios frente a una expansión agresiva.

En este contexto, Venezuela se posiciona cada vez más como una cobertura a largo plazo en la planificación del suministro mundial, donde el momento de la recuperación y el despliegue de capital son tan importantes como la magnitud de los recursos.

Por lo tanto, los mercados ya no valoran a Venezuela únicamente en función de sus reservas. La valoración viene determinada ahora por la evolución de las sanciones, la participación de operadores extranjeros —en particular Chevron y la posible reincorporación de ExxonMobil—, la magnitud de la inversión necesaria para la rehabilitación y las persistentes limitaciones de infraestructura en los sistemas de producción y exportación. En efecto, Venezuela está siendo reevaluada no tanto por sus reservas como por su reactivación gradual, que depende del capital, la recuperación de las infraestructuras y el acceso a las políticas.