Por Ramses Pech – Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
Venezuela sigue contando con algunas de las mayores reservas probadas de petróleo a nivel mundial. Una recuperación de la producción a los niveles históricos podría incidir significativamente en los mercados globales de crudo, reduciendo potencialmente los precios actuales. No obstante, el proceso enfrenta considerables desafíos derivados de años de desinversión y el deterioro de la infraestructura, lo que incrementa el riesgo político asociado. En consecuencia, no se prevé una solución sencilla. Adicionalmente, factores geopolíticos, como la confiscación de buques petroleros sancionados por parte de Estados Unidos y su intervención en las ventas de crudo venezolano, añaden complejidad al panorama. Por otra parte, los precios vigentes del petróleo no constituyen un estímulo suficiente para atraer nuevas inversiones de las grandes compañías occidentales.
En este contexto, la posible reactivación requeriría financiamiento proveniente de capital privado, dependiendo de las garantías que pueda proporcionar la administración estadounidense. La reunión programada en la Casa Blanca sirvió como escenario para plantear ciertas condiciones destinadas a incentivar la inversión.
Durante su intervención ante representantes de grandes empresas petroleras y comerciantes, el presidente Trump calificó a dichas compañías como socios estratégicos para revitalizar el sector energético venezolano. Señaló que la participación sería voluntaria pero competitiva, y mencionó que, en caso de no recibir inversiones, existen otros candidatos dispuestos a asumir dichos roles.
El mensaje fue claro: la apertura del sector petrolero en Venezuela se encuentra bajo la influencia de Estados Unidos, y las empresas que decidan participar con prontitud podrán acceder a oportunidades relevantes, y tendrían retornos de su inversión.
Actualmente, las empresas enfrentan incertidumbre respecto a la manera óptima de invertir, minimizando los riesgos financieros, de seguridad y regulatorios, así como con garantías de que lo realizado podrá ser recuperado en el futuro. Persiste la interrogante sobre si las compañías previamente expropiadas podrán recuperar sus activos incautados o si existirá una compensación por parte del gobierno de Estados Unidos en un plazo determinado por los montos adeudados por Venezuela. Varias empresas estadounidenses han operado históricamente en entornos adversos en distintos países y continentes, afrontando desafíos políticos, conflictos bélicos y ausencia de certeza jurídica. Muchas de ellas han logrado mantenerse debido a que el petróleo y el gas representan productos con alta capacidad de recuperación comercial de la inversión en el corto y mediano plazo. El sector energético es esencial para la economía global, como se evidenció en 2020 y posteriormente en 2022, cuando influyó de manera significativa en el desempeño económico mundial; muchas economías tuvieron que adaptarse para asegurar el suministro de derivados del petróleo y gas natural en diversas actividades productivas.
En 2007, Venezuela alcanzaba una producción superior a los 3 millones de barriles diarios, respaldada por una infraestructura que permanece disponible, pero requiere reactivación debido a la falta de mantenimiento. A partir de ese año, las expropiaciones de activos de empresas extranjeras y el control total asumido por el gobierno vigente marcaron el inicio del descenso en la producción petrolera, situándose para mediados de 2016 por debajo de los 2 millones de barriles diarios. En 2019, este declive se intensificó, reduciendo la producción a entre 500 y 550 mil barriles diarios al cierre de 2020.
Durante 2023, comenzaron inversiones progresivas con el apoyo de Chevron (26 de noviembre de 2022, a través de la Licencia General 41 (GL 41) emitida por la OFAC), aprovechando permisos especiales para la exportación de crudo. Estas acciones permitieron incrementar la producción promedio a un rango de 950 mil a 1 millón de barriles diarios al final de 2025, lo que representa un aumento de aproximadamente 300 a 400 mil barriles en el periodo señalado.
En estos primeros días de enero de 2026, se reportó una caída del 14% en la producción, descendiendo a unos 830 mil barriles diarios.
Esta disminución responde a recientes bloqueos navales y nuevas presiones políticas internacionales, que han impactado tanto la capacidad de almacenamiento como la gestión de reservas estratégicas, obligando a reducir temporalmente el volumen producido.
Venezuela contará con el respaldo del gobierno de Estados Unidos; sin embargo, el secretario del Interior, Doug Burgum, presidente del Consejo Nacional de Dominio Energético de la Casa Blanca, ha dejado en claro que no se destinarán fondos públicos para la reconstrucción del sector petrolero venezolano. Burgum señaló que las necesidades financieras, estimadas en decenas de miles de millones de dólares durante la próxima década, deberán ser cubiertas por las empresas privadas y los mercados de capital. En este sentido, Estados Unidos proporcionará seguridad y un entorno operativo estable, en lugar de mecanismos de control directo.
El principal tipo de petróleo crudo exportado por Venezuela es el Merey 16, una mezcla distintiva de crudo pesado y extrapesado. Este predominio responde a las siguientes consideraciones:
Ubicación de las reservas.
La mayor parte de las reservas probadas de Venezuela, estimadas en aproximadamente 303,000 millones de barriles, se localizan en la Faja Petrolífera del Orinoco. Esta zona produce principalmente crudo pesado y extrapesado. El costo operativo directo de la producción de un barril de petróleo crudo equivalente en la Faja suele oscilar entre 20 y 22 dólares. No obstante, el umbral de rentabilidad total, que considera los gastos operativos, de transporte y regalías, puede resultar considerablemente superior, situándose alrededor de los 80 dólares por barril.
Características físicas y químicas.
El Merey 16 presenta entre 8 y 16 grados API. Su alta viscosidad impide el flujo natural, por lo que es necesario utilizar diluyentes o mejoradores para facilitar su transporte por tuberías. Además, posee un elevado contenido de azufre y metales; al tratarse de un crudo ácido, su procesamiento resulta más complejo y costoso en comparación con los crudos ligeros y dulces.
Adaptación a refinerías especializadas.
A pesar de calificarse como un crudo de manejo más desafiante, el Merey 16 es apreciado por ciertas refinerías altamente especializadas, como las ubicadas en el Golfo de México (incluyendo instalaciones operadas por Chevron), diseñadas para procesar eficientemente crudos pesados y ácidos, obteniendo productos de alto valor agregado como el diésel.
Estrategia de mezclado
Para su comercialización internacional bajo la denominación Merey 16, Venezuela mezcla el crudo extrapesado del Orinoco con crudos más ligeros o diluyentes, optimizando la viscosidad requerida según los estándares de la cesta de la OPEP.
Considerando lo expuesto anteriormente, para reactivar la producción bajo las condiciones señaladas, se requeriría lo siguiente:
Inversión Extranjera Directa; la incorporación de empresas petroleras internacionales resulta esencial, ya que aportan capital, tecnología y experiencia indispensables para la revitalización del sector. Para ello, es necesario garantizar entornos económicos, jurídicos y políticos sólidos que reduzcan los riesgos inherentes a la inversión.
Levantamiento de Sanciones; las sanciones impuestas por países como Estados Unidos han restringido notablemente las operaciones y exportaciones. El alivio o eliminación total de estas sanciones constituye un requisito fundamental para habilitar exportaciones adicionales y facilitar asociaciones con compañías extranjeras.
Rehabilitación de Infraestructura; se requiere una intervención integral que contemple la modernización de la infraestructura física, incluyendo refinerías, sistemas de almacenamiento y seguridad industrial, muchos de los cuales presentan deterioro debido a años de subinversión y escaso mantenimiento.
Acceso a Diluyentes; para la explotación eficiente del crudo pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco es imprescindible asegurar un suministro confiable y suficiente de diluyentes (crudo ligero), actualmente un factor limitante para alcanzar mayores niveles de producción.
Modernización y Tecnología; la limitada inversión en tecnología ha repercutido negativamente en la eficiencia operativa. Es indispensable modernizar los procesos de exploración, producción y refinación, con el fin de optimizar el desempeño operativo y mejorar el factor de recobro de los yacimientos.
Marco Legal y Transparencia; resulta vital establecer un marco jurídico claro y estable que resguarde las inversiones y defina claramente las responsabilidades de la contraparte venezolana (Petróleos de Venezuela S.A u otras entidades), facilitando así la generación de confianza entre las partes involucradas.
La implementación de estas medidas requerirá tiempo y esfuerzo, y se estima que la recuperación significativa de la capacidad productiva del sector petrolero y gasífero venezolano demandará varios años. Sin embargo, esto es alcanzable conforme a lo anteriormente expuesto, siempre y cuando exista voluntad de cambio y se cuente con condiciones técnicas y operativas adecuadas, dejando de lado consideraciones ideológicas o políticas.
El desempeño de un campo petrolero no depende de intenciones políticas, sino del trabajo de ingenieros, técnicos, operadores y todo el personal vinculado al sector de hidrocarburos. La introducción de factores ideológicos genera incertidumbre y puede traducirse en costos elevados no previstos, además de incrementar el riesgo de fracaso en los proyectos.
Venezuela podría posicionarse como el fulcro estratégico del mercado mundial de petróleo crudo en las próximas décadas.
Para incrementar la producción petrolera en Venezuela a corto plazo, es fundamental realizar reparaciones en los pozos existentes y enfocar los esfuerzos en aquellos lugares donde exista infraestructura disponible para exportar el crudo de manera eficiente. De esta forma, se facilita la comercialización y, a través del control ejercido actualmente por Estados Unidos sobre las ventas, se podrá restablecer el flujo correspondiente a Venezuela de acuerdo con el contrato o modelo de explotación vigente.
Resulta importante delinear la diferencia entre un Contrato Mixto —basado en la figura de la Empresa Mixta— y un Contrato de Participación Productiva (CPP). Dicha distinción radica principalmente en el marco legal que los regula y el nivel de control operativo que se otorga al socio privado.
Marco Legal y Origen
Contrato Mixto (Empresa Mixta): Este esquema se encuentra regulado por la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH) y contempla la constitución de una nueva sociedad anónima, en la que Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA) mantiene una participación accionaria mayoritaria no inferior al 51%.
Contratos de Participación Productiva: En este modelo, no resulta indispensable la creación de una nueva entidad jurídica, dado que consiste en un acuerdo contractual entre PDVSA y una contraparte privada, autorizado por la Ley Constitucional Antibloqueo. Dicho instrumento fue desarrollado para adecuar las condiciones frente a sanciones internacionales y estimular la inversión directa bajo mecanismos flexibles. Bajo este esquema, los inversionistas privados pueden recuperar hasta el 55% del crudo producido como retribución por su inversión y costos operativos.
- Control Operacional y Gestión
Contrato Mixto: Por lo general, PDVSA mantiene el control sobre las decisiones estratégicas y operativas; sin embargo, en determinadas situaciones, como el modelo adoptado con Chevron, se han delegado mayores responsabilidades al socio.
Contratos de Participación Productiva: Este modelo otorga a la empresa privada o transnacional una mayor autonomía operacional. El inversionista privado asume el manejo de las decisiones y operaciones del yacimiento, lo que permite optimizar la gestión y rentabilidad del proyecto. Además, suele encargarse directamente de la producción y venta, asegurando eficiencia y retorno de inversión.
- Recuperación de Inversión y Beneficios
Contrato Mixto: Los dividendos se distribuyen conforme a la participación accionaria una vez satisfechos los pagos de regalías e impuestos. El flujo de caja depende directamente de los procedimientos administrativos establecidos por la empresa mixta bajo control estatal.
Contratos de Participación Productiva: Este esquema permite a los socios de PDVSA una recuperación acelerada de la inversión, autorizando el cobro del capital invertido (CAPEX) mediante la producción de crudo desde el primer año de operaciones, lo que representa un plazo considerablemente más corto respecto a los modelos convencionales. Adicionalmente, ofrece mayor flexibilidad fiscal y porcentajes impositivos más adaptables, disminuyendo la carga tributaria frente a otros esquemas y favoreciendo así la recuperación de la inversión.
Hacia finales de 2025 e inicios de 2026, los Contratos de Participación Productiva(CPP), han incrementado sustancialmente su participación, alcanzando hasta un 70%, equivalente a más de 700,000 barriles diarios de la producción de crudo en determinadas zonas operativas de Venezuela.
Las empresas mixtas continúan representando la principal estructura formal para la gestión de activos a largo plazo. Sin embargo, los Contratos de Participación Productiva (CPP) se emplean como mecanismo operativo para optimizar la producción en pozos maduros y campos específicos de manera inmediata. En este contexto, la empresa privada lleva a cabo actividades de prospección, exploración, extracción, tratamiento, transporte, almacenamiento y comercialización de hidrocarburos, asumiendo íntegramente los costos, la gestión y los riesgos asociados dentro del área geográfica asignada.
Los contratos CPP podrían representar un incentivo económico relevante para Venezuela, al ofrecer mecanismos de comercialización más directos y evitar la necesidad de otorgar grandes descuentos en la venta de petróleo. Esto permitiría a las empresas asignadas recuperar su inversión de manera más eficiente, gracias a la posibilidad de incrementar rápidamente el volumen de producción.
De continuar el acuerdo con Estados Unidos, sería posible observar una reactivación económica, especialmente en el sector de pequeñas y medianas empresas (PYMES). Las compañías que administran campos petroleros, así como las empresas de servicios asociadas, requerirán insumos como alimentos, hospedaje y transporte, generando oportunidades tanto para las comunidades locales como para quienes se trasladen por motivos laborales. Adicionalmente, los 23 estados y los 335 municipios del país podrían beneficiarse mediante un aumento en la actividad económica y el desarrollo regional. No obstante, dichos resultados estarán condicionados a la existencia de un entorno fiscal competitivo, la minimización de la corrupción y la agilización de trámites administrativos para facilitar, el acceso a recursos generados de las actividades petroleras para la sociedad, y mejora del país.
Venezuela tiene potencial para desarrollarse, siempre que se evite la concentración del poder y los recursos en manos de una sola persona o grupo. Es fundamental promover una distribución equitativa que permita a todos participar y acceder a las oportunidades dentro del nuevo mercado de hidrocarburos y, posteriormente, al desarrollo del sector eléctrico. Con la reactivación económica, será indispensable garantizar la provisión eficiente de servicios básicos como agua y electricidad, cubriendo así las necesidades derivadas del aumento de actividades y población, actualizando con esto al país para el futuro energético dentro del mundo.
Se espera que la ciudadanía venezolana pueda aprovechar esta segunda y última oportunidad ante la posible inversión extranjera directa proveniente de Estados Unidos, en lo relativo a nuevos proyectos de inversión. Estas iniciativas podrían favorecer el aumento de la recaudación fiscal, la generación de empleo y una mejora en el poder adquisitivo de la población. Asimismo, se prevé que estos efectos se reflejen en una reducción de la inflación, como resultado de una mayor oferta en los distintos sectores económicos del país.
En México, los contratos mixtos representan una estrategia clave para incrementar y mantener la producción conforme a los objetivos establecidos en el Programa Sectorial de Energía 2025-2030, que contempla alcanzar una producción de 1.8 millones de barriles diarios al cierre de la década, resultado del esfuerzo conjunto entre PEMEX y operadores privados. Surge la interrogante de si los contratos implementados desde 2015, a través de rondas y los esquemas mixtos, continúan siendo adecuados frente a la actual coyuntura geopolítica y las nuevas tendencias en atracción de inversiones.
Si México establece una producción máxima, destinando parte de ésta para el envío a refinerías con el propósito de alcanzar la autosuficiencia únicamente en diésel —y no en gasolina, turbosina, GLP— surge la pregunta sobre la viabilidad de modificar los modelos actuales. ¿No sería posible replantear esta estrategia, como lo ha hecho Venezuela, para que la Secretaría de Energía pueda adaptar el modelo de Contratos de Participación Productiva? El objetivo sería incrementar la renta petrolera nacional ante la falta de ingresos a corto plazo para cubrir el gasto presupuestal y reducir el nivel de deuda causada por el déficit anual.
