En el mercado petrolero global, no todos los barriles pesan igual. Hay crudos que, por su calidad, ubicación y logística, terminan siendo piezas clave para ciertas refinerías y para ciertas rutas comerciales. Venezuela juega en esa liga porque su canasta, en particular los crudos pesados y con mayor contenido de azufre, encaja como guante en parte del parque refinador mundial, sobre todo en el Golfo de Estados Unidos y en algunas refinerías asiáticas configuradas para procesar crudos difíciles. Por eso, aunque la recuperación venezolana vaya a ser lenta, su dirección importa. No solo por el volumen total, sino por el tipo de petróleo que puede volver a ofrecer y por la señal geopolítica que acompaña ese retorno.
Hoy el mundo consume más petróleo del que mucha gente imagina cuando escucha transición energética, y esa transición, aun avanzando, no borra de un día para otro la necesidad de crudo para transporte, petroquímica, lubricantes y cadenas industriales completas. La Agencia Internacional de Energía sigue proyectando crecimiento de la demanda en 2026 y también anticipa un mercado donde la oferta sigue expandiéndose fuera de la alianza OPEP+, con balances relativamente holgados en su escenario base.
Ese matiz es crucial para entender a Venezuela. Un aumento gradual de producción no necesariamente dispara, por sí solo, un shock de precios global inmediato, pero tiende a mover con más fuerza los diferenciales y los flujos, es decir, qué crudo desplaza a cuál, qué refinería cambia su dieta, qué descuentos se amplían o se cierran, qué rutas ganan o pierden volumen.
En esa película, el Golfo de Estados Unidos aparece como un protagonista natural. Un dato importante es que los dueños de esas refinerías han señalado que su capacidad para procesar crudo venezolano actualmente puede llegar a más de 600 mil barriles diarios y que, antes de las sanciones de 2019, las refinerías del Golfo llegaron a procesar volúmenes mucho mayores. Además, el crudo venezolano entra al juego si es competitivo en precio, con descuentos frente a referencias como Brent que vuelven a hacerlo atractivo, y que pueden desplazar otros crudos pesados, por ejemplo, los de Canadá.
Ahora, el corazón de la recuperación venezolana no es una frase bonita sobre de subir la producción. Es una ecuación de inversión, operación y estabilidad. En el escenario optimista, se habla de inversiones privadas del orden de 10 mil millones de dólares al año para acelerar un salto desde alrededor de 1,5 millones de barriles diarios hacia 2 millones en un plazo corto, y aspirar a 3 millones en 8-10 años. Ese guion es ambicioso, y conviene decirlo sin maquillaje, otros análisis de firmas especializadas plantean trayectorias más largas y exigentes en capital, con necesidades de inversión sostenida durante años para sostener incrementos y, además, para simplemente mantener lo que ya se produce cuando la infraestructura está envejecida. En estimaciones atribuidas a Rystad, por ejemplo, aparecen escenarios donde alcanzar 2 millones ocurre más bien en la década de 2030 y 3 millones se vuelve un objetivo de más largo aliento, acompañado por cifras muy elevadas de inversión acumulada.
Lo que sí parece relativamente consistente entre los sistemas financieros y analistas es que, aun con mejoras, el crecimiento tiende a ser gradual. En reportes citados por Reuters, se habla de rangos como 1,3 a 1,4 millones de barriles diarios en un par de años bajo ciertos supuestos, y un potencial mayor en horizontes más largos, mientras que consultoras y bancos advierten que el ritmo final depende de inversión, condiciones operativas y, sobre todo, del marco de sanciones y licencias. Incluso, en esos mismos análisis se estima que si Venezuela lograra acercarse a 2 millones de barriles diarios, el efecto podría sentirse como una presión a la baja en precios hacia 2030 en determinados escenarios.
Aquí entra la parte menos visible, pero decisiva para los inversionistas, y, es el cómo se produce el barril venezolano. En la Faja Petrolífera del Orinoco, producir y exportar crudo pesado depende de diluyentes, mejoradores, transporte, almacenamiento, manejo de agua y electricidad confiable. No es solo perforar, es reactivar una cadena industrial completa. Por eso las licencias, permisos y condiciones logísticas importan tanto como el texto legal. Reuters ha reportado, por ejemplo, cómo cambios en licencias y reanudación de flujos comerciales han impactado exportaciones y también el suministro de diluyentes, que es un insumo crítico para producir y mover crudos extrapesados en forma exportable.
Dicho esto, la reforma del marco legal, como la Ley Orgánica de Hidrocarburos de 2026, puede leerse como una señal de arquitectura, donde se intenta ordenar incentivos para que el capital privado vea proyectos financiables y operables. Pero la realidad internacional es exigente, las grandes petroleras no se enamoran de una ley, se enamoran de la ejecución. Les importa si el contrato se puede financiar, si la operación se puede sostener, si los flujos de caja son trazables, si hay estabilidad regulatoria, si se reducen los cuellos de botella y si los riesgos jurídicos se manejan de forma predecible. Y también les importa algo todavía más simple, si habrá compradores estables para esa producción futura.
Ahí aparece el punto geopolítico de la década de 2030. Si Venezuela consigue elevar producción de forma sostenida, su reto no será solo sacar más barriles, sino colocarlos bien. Volver a consolidar mercados implica reconstruir confianza comercial, asegurar contratos de largo plazo, recuperar presencia en refinerías que hoy se abastecen con otras mezclas, y competir en un mundo donde el crudo pesado no abunda igual que el liviano, pero donde el comprador exige confiabilidad quirúrgica. El propio comportamiento del mercado asiático lo ha mostrado, y que cuando Venezuela se vuelve incierta, compradores buscan sustitutos pesados con descuentos agresivos, como ha ocurrido con flujos hacia refinerías independientes en China en contextos de cambios de oferta y sanciones.
La importancia internacional sobre la recuperación de la industria petrolera venezolana no es un titular triunfalista. Es un asunto de arquitectura de mercado. Un aumento paulatino puede reacomodar descuentos, rutas y dietas de refinería; puede dar oxígeno a refinadores que necesitan crudos pesados; puede influir en expectativas de precios a mediano plazo si el volumen llega a ser material; y puede devolver a Venezuela un lugar en conversaciones estratégicas sobre seguridad energética. Pero todo eso tiene una condición, inversión sostenida y capacidad real de cumplir. Si el país logra lo más difícil, que es convertir reglas en operación y operación en confiabilidad, entonces la década de 2030 no sería solo más producción. Sería, sobre todo, más mercado. Y en petróleo, tener mercado a veces vale tanto como tener reservas.
Prof. Rafael Rosales
Escuela de Ingeniería Geológica (ULA)
Doctorando en Economía Aplicada (IIES-ULA)
22-02-2026
