El petróleo venezolano volvió a moverse con fuerza en el tablero energético tras la emisión de una licencia general de Estados Unidos que habilita actividades clave para explorar y producir hidrocarburos en Venezuela. De acuerdo con una publicación de Reuters, el país está produciendo casi 1 millón de barriles diarios, y la EIA proyecta un aumento de hasta 20% en los próximos meses bajo el nuevo marco de autorizaciones.
Qué permite la licencia y cuáles son sus límites operativos
La licencia general descrita por Reuters habilita la provisión de bienes, tecnología, software y servicios estadounidenses para actividades de exploración, desarrollo y producción de petróleo y gas. En lo operativo, también autoriza transacciones para mantener operaciones, incluyendo reparaciones de equipos, un punto sensible para una industria afectada por años de restricciones y baja inversión.
El texto, sin embargo, impone condiciones que delimitan el alcance del “desbloqueo”:
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No autoriza la formación de nuevas empresas mixtas o entidades en Venezuela para explorar o producir petróleo o gas.
Exige que los contratos vinculados a las transacciones autorizadas cumplan la normativa estadounidense.
Establece que las disputas asociadas a esos contratos deben resolverse en Estados Unidos.
Ordena que pagos a entidades sancionadas se canalicen hacia un fondo supervisado por Estados Unidos.
El “factor Chevron” y el peso del repunte previo
Antes de este nuevo paso, el incremento productivo reciente ya tenía un motor claramente identificado. En un análisis del Wilson Center, Francisco Monaldi sostuvo en julio de 2024 que Chevron fue responsable de más de 80% del aumento de producción observado en los dos años previos, en el contexto de alivios parciales de sanciones y licencias del Tesoro estadounidense, mientras el resto del incremento se concentró en proyectos de crudo extra pesado operados con socios chinos y rusos (documento del Wilson Center).
Ese mismo documento detalla que la compañía ya había elevado su producción en 130.000 barriles diarios bajo licencia y que, en su escenario, podría sumar otros 100.000 barriles diarios en los dos años siguientes. El contraste de capacidad también se refleja en la actividad de perforación: Monaldi reportó cinco taladros activos, tres en proyectos asociados a Chevron y dos operados por inversionistas rusos sin licencia, muy por debajo del orden de magnitud de alrededor de 70 equipos en operación una década antes.
En la cobertura reciente del tema, el interés de la petrolera también aparece vinculado a su evaluación de condiciones regulatorias y de seguridad para sostener inversiones y elevar producción; una síntesis de ese giro puede revisarse en este artículo sobre cómo Chevron volvió a poner a Venezuela en su radar operativo en un contexto de menor rentabilidad en la industria estadounidense.
Por qué la Costa del Golfo sigue siendo el destino “natural” del crudo pesado
El retorno del crudo pesado venezolano no se entiende sin la capacidad instalada de refinación en Estados Unidos. La EIA explicó que las refinerías de la Costa del Golfo están bien adaptadas para procesar el tipo de crudo pesado que produce Venezuela, y subrayó que Citgo —filial de PDVSA en EE.UU.— opera tres refinerías (Lemont, Lake Charles y Corpus Christi) con una capacidad combinada superior a 800.000 barriles diarios, diseñadas para procesar petróleo pesado (análisis de la EIA).
Ese mismo análisis contextualiza por qué la logística y la refinación empujan el flujo hacia ese corredor, incluso cuando el mercado está condicionado por licencias y restricciones: el tipo de crudo y la configuración industrial reducen fricciones para recolocar barriles que, en otros destinos, exigirían mezclas, diluyentes y esquemas de refinación menos eficientes.
En el seguimiento de exportaciones, los despachos también han mostrado repuntes en períodos de reactivación operativa, como ocurrió cuando las exportaciones petroleras de Venezuela a EE.UU. volvieron a subir con Chevron en la medición reportada durante 2025.
Reforma legal, tamaño de la inversión y la disputa por Citgo
El nuevo ciclo no se juega solo en licencias: también depende de reglas internas y de financiamiento. Reuters reportó que el gobierno interino concretó un acuerdo emblemático de suministro por US$2.000 millones y que Washington trabaja en un plan de reconstrucción por US$100.000 millones para la industria, además de mencionar una reforma aprobada a fines de enero que apunta a dar mayor autonomía a empresas extranjeras para producir, exportar y acceder a los ingresos de venta bajo el nuevo esquema de control y supervisión.
En paralelo, la ecuación venezolana en EE.UU. sigue cruzada por el caso Citgo, activo clave para el negocio de crudos pesados y márgenes de refinación. En esta nota se aborda el trasfondo de la subasta y el entorno regulatorio que pesa sobre la operación, junto con los hitos que el mercado sigue de cerca en torno a la venta de Citgo por US$5.900 millones y sus autorizaciones asociadas.
La dimensión estructural del recurso y el peso histórico de la industria también están en el centro del análisis, especialmente por el volumen de reservas y la relación entre instituciones, operación y mercado descrita en este reporte sobre las reservas de 303.000 millones de barriles y el giro del negocio petrolero venezolano, un marco que ayuda a entender por qué la discusión actual se concentra en licencias, autonomía operativa y capacidad real de inversión.
