La recuperación petrolera venezolana, su reactivación a gran escala demandará un financiamiento superior a los 100.000 millones de dólares en el mediano plazo, una cifra que podría escalar hasta los US$ 220.000 millones en un horizonte a más de una década para recuperar los niveles históricos de infraestructura.

De acuerdo con una reciente evaluación divulgada por OilPrice.com, basada en proyecciones de la consultora Rystad Energy y registros operativos de Baker Hughes y la OPEP, el reciente repunte de la producción —que se consolida por encima de los 1,1 millones de barriles diarios (bpd)— enfrentará crecientes fricciones estructurales si no se acelera el flujo de capital real.

Recuperación petrolera venezolana: la curva de producción y la brecha de taladros

Según los escenarios de Rystad Energy citados por el medio especializado, el bombeo de crudo venezolano podría seguir una trayectoria ascendente impulsada por la declinación controlada y la reactivación de pozos cerrados:

– 1,6 millones de bpd para el año 2028.

– 1,8 millones de bpd hacia 2030.

– 2,58 millones de bpd para 2035 en el escenario más optimista de ejecución.

Sin embargo, alcanzar estas metas exige un despliegue operativo masivo. Datos de Baker Hughes contabilizan apenas 2 taladros de perforación activos en el país.

Para sostener las metas proyectadas a 2028, la industria necesitará multiplicar esa cifra hasta alcanzar 50 taladros operativos, escalando a cerca de 80 unidades para el final de la década.

Compromisos corporativos y alcance de los contratos

El informe de OilPrice.com enfatiza el marcado contraste entre las promesas de inversión de gran escala y el gasto de capital (Capex) efectivamente desembolsado:

– North American Blue Energy Partners (NABEP): Aunque la firma obtuvo concesiones a 100 años sobre 17 campos con reservas probadas estimadas en 65.000 millones de barriles —anunciando intenciones por US$ 100.000 millones—, analistas del sector precisan que este monto representa un presupuesto teórico de desarrollo a largo plazo y no un compromiso de caja inmediato.

– Chevron: Se mantiene como el vector de producción privada más consolidado. La petrolera estadounidense ejecuta un plan de inversiones superior a los US$ 7.000 millones a cinco años, enfocado en elevar su volumen gestionado a una banda de entre 375.000 y 600.000 bpd.

– Nuevos acuerdos y servicios: Destaca la firma de memorandos con Continental Resources para el bloque Ayacucho 2 en la Franja del Orinoco (~30.000 millones de barriles in situ), la ampliación de participación de la italiana Eni y la española Repsol en campos como Junín-5 y Petroquiriquire/Horcón, así como el retorno operativo de gigantes de servicios como SLB y Halliburton.

– Deterioro de refinerías y almacenamiento: Décadas de desinversión mantienen al Centro de Refinación Paraguaná (CRP) operando a un porcentaje mínimo de su capacidad nominal de 955.000 bpd, lo que imposibilita procesar volúmenes importantes a nivel local e incrementa la dependencia de importación de diluyentes.

– Impacto en costos de transporte marítimo: El costo del flete para un tanquero tipo Aframax (700.000 barriles) desde la terminal de José con destino al Golfo de México en EEUU se ha triplicado, pasando de US$ 1,35 millones (US$ 1,9/bbl) a $3,5 millones (~US$ 5,0/bbl).

– Descuento comercial: La saturación de terminales y la presión de los fletes han obligado a comercializadores internacionales como Vitol y Trafigura a aplicar un descuento de entre US$ 18 y US$ 20 por barril sobre el crudo Merey 16 en comparación con los marcadores internacionales de referencia (Brent/WTI).

Perspectivas del mercado y restricción crediticia

En el plano financiero macroeconómico, OilPrice.com concluye que la pared de deuda externa venezolana (entre deuda soberana y acreedores de PDVSA, estimada entre US$ 150.000 y US$ 229.000 millones) continúa obstaculizando el acceso a grandes líneas de crédito bancario internacional.

Para los analistas de mercado, el crecimiento más rentable a corto plazo (18 a 24 meses) vendrá de los campos maduros del Lago de Maracaibo, donde el crudo más liviano y la infraestructura existente permiten añadir hasta 200.000 bpd con menor requerimiento de capital inicial, mientras que el desarrollo pesado de la Franja del Orinoco quedará sujeto a la resolución de los problemas de transporte y financiamiento de largo aliento.

ACN/MAS/Banca y Negocios

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